Stellungnahme im Rahmen der Anhörung der 8. Sitzung der Enquête-Kommission Neue Energie für Berlin des Abgeordnetenhauses Berlin

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1 HIR Hamburg Institut Research ggmbh RA Christian Maaß Stellungnahme im Rahmen der Anhörung der 8. Sitzung der Enquête-Kommission Neue Energie für Berlin des Abgeordnetenhauses Berlin Fragestellung: Interdependenzen von Strom- und Wärmesektor, insbesondere a) Zentrale Regelung dezentraler Erzeuger von Strom und/oder Wärme ( intelligentes Kraftwerk ), sowie mögliche neue technische Konzepte, wie z.b. die Speicherung von Stromüberschüssen in Form von Gas ( Power to Gas ) oder in Form von Wärme ( Power to Heat ) und ihre Anwendbarkeit in einer Metropole wie Berlin b) Untersuchung der Frage, ob und inwieweit mittelfristig eine einheitliche Netzgesellschaft für Strom- und Wärmenetze in Berlin sinnvoll ist. Zu a) Nutzung von Strom in Wärmeanwendungen Strom wird bereits heute in relevantem Umfang im Wärmesektor genutzt. Bereits aktuell wird in Deutschland eine relevante Strommenge für Wärme- Anwendungen genutzt. Wärmeanwendungen haben einen Anteil in Höhe von ca. 25% am Stromverbrauch, wobei der Großteil hiervon in industriellen Wärmeprozessen verbraucht wird. Die Raumwärme (Strom-Direktheizungen, Nachtspeicherheizungen, Wärmepumpen) zeichnet aktuell für ca. 3% des Stromverbrauchs verantwortlich, Warmwasser (Boiler und Durchlauferhitzer) für ca. 5%. Für Kälteherstellung werden weitere 10% des gesamten Stroms in Deutschland verbraucht. Die Umwandlung von Strom in Wärme ist mit hohen Exergie-Verlusten verbunden. Zur Schaffung eines effizienten Stromsystems mit einem mittelfristig sehr hohen Anteil fluktuierender EE müssen vorrangig alle wirtschaftlich sinnvollen Möglichkeiten ausgeschöpft werden, um Strom in Strom-Anwendungen zu nutzen. Diese sind insbesondere der Ausbau der Strom-Verteilnetze zum besseren Abtransport von EE-Strom in Regionen mit hoher Wind- und/oder Solarstrom-Erzeugung, 1

2 der Ausbau der transeuropäischen Stromnetze, insbesondere der Interkonnektoren und Kuppelstellen auf europäischer Ebene, der nationale Ausbau der Höchstspannungsnetze wie der Bau der geplanten HGÜ- Leitungen, die Aktivierung von Lastverschiebungs-Potenzialen, insbesondere in der Industrie, der Abbau von Must-run Kapazitäten im Strommarkt. Erst wenn die wirtschaftlich effizienten Maßnahmen zum Ausbau der Stromnetze und die Aktivierung von Lastverschiebungspotenzialen ausgeschöpft sind, kann aus systemischer Sicht eine verstärkte Nutzung von Strom in Wärmeanwendungen sinnvoll sein. Auf absehbare Zeit sind in den kommenden Jahren noch hohe Potenziale zur verbesserten Integration der fluktuierenden Erneuerbaren Energien (fee) im Stromsystem durch den Netzausbau sowie durch Lastverschiebung zu heben. Eine Ausnahme vom Grundsatz der vorrangigen Nutzung von Strom in Strom- Anwendungen können Wärmepumpen darstellen, die zwar mit Strom betrieben werden, jedoch den überwiegenden Teil der bereitgestellten Wärme aus der Umgebung (Boden, Wasser, Luft) entziehen. Dies gilt insbesondere Groß- Wärmepumpen mit hoher Arbeitszahl. Der Wärmesektor bietet grundsätzlich Potenzial für kostengünstige stabilisierende Systemdienstleistungen für das zunehmend durch fluktuierende Erneuerbare Energien geprägte Stromsystem (fee). Wärme ist sehr viel einfacher und kostengünstiger über längere Zeit speicherbar als Strom. Solange Strom nicht zu wettbewerbsfähigen Kosten speicherbar ist, bietet sich eine Nutzung und Speicherung im Wärmesystem an. Die rasante technologische Entwicklung bei den Stromspeichern mit hohen Kostensenkungspotenzialen wird sich in den nächsten Jahren voraussichtlich fortsetzen. Es ist heute nicht absehbar, zu welchen Kosten mittelfristig Strom direkt speicherbar sein wird und inwieweit die Wärme-Nutzung von Strom der Stromspeicherung mittel- bis langfristig wirtschaftlich überlegen ist. Analog zur Entwicklung der Kosten von Photovoltaik-Strom dessen Kosten aufgrund von Skaleneffekten und neuen Technologischen Entwicklungen in den vergangenen 10 bis 15 Jahren extrem stark gesunken sind erscheint eine entsprechende Entwicklung auch bei Stromspeichern denkbar. Neben der technologischen Weiterentwicklung, beispielsweise durch Redox-Flow- Batterien, und der Erzielung von Skaleneffekten durch höhere Fertigungszahlen ergeben sich zusätzliche Kostensenkungspotenziale durch die Mehrfach-Nutzung 2

3 bzw. Systemintegration von dezentralen Stromspeichern, insbesondere durch die Elektromobilität und Stromspeicher in Verbindung mit Fotovoltaik- Eigenstromproduktion. Das Potenzial zur Nutzung von Strom aus fee im Wärmesystem in einer Metropole wie Berlin darf aus mehreren Gründen nicht überschätzt werden. Nicht im Stromsystem wirtschaftlich zu verarbeitende Überschüsse von fee treten aktuell nur auf lokaler Ebene auf, wo gleichzeitig 1.) eine hohe Produktion von fee, 2.) eine relativ geringe Stromnachfrage und 3.) ein unzureichend ausgebautes Stromverteilnetz vorliegen. Alle drei Faktoren liegen in Berlin nicht vor. Es gibt aktuell keine relevanten Strom-Überschüsse aus fee auf nationaler oder europäischer Ebene. Selbst an lastschwachen sommerlichen Feiertagen mit dem Ausnahmefall gleichzeitig hoher Einspeisung von Wind und PV in den frühen Nachmittagsstunden erreichen die EE nicht die öffentliche Netzlast Deutschlands. Lediglich regional kommt es punktuell aufgrund von Engpässen in den Stromverteilnetzen zu Maßnahmen des Einspeisemanagements durch die Netzbetreiber. Der Umfang der auf diese Weise abgeregelten fee fällt quantitativ und wirtschaftlich bisher nicht ins Gewicht. Das vereinzelte Zustandekommen negativer Strompreise ist in dieser Situation weniger ein Zeichen von realen Überschüssen der fee, sondern beruht auf der Zahlungsbereitschaft der Betreiber fossiler Kraftwerke für den Weiterbetrieb dieser Kraftwerke auch bei negativen Strompreisen. Diese Situation kann sich in Zukunft ändern, jedoch wird der Zuwachs der fee mittelfristig durch die parallelen Verbesserungen des europäischen und nationalen Stromverteilsystems und der Lastverschiebung mindestens zum Teil kompensiert. Sukzessive werden auch mehr und mehr Stromspeicher in das System integriert werden (auf Ebene der Netzbetreiber, zur E-Mobilität und zur Optimierung von PV- Eigenverbrauch). 3

4 Die Zeiträume mit Überschuss-Strom aus fee liegen ganz überwiegend im Sommer, wo nur geringe Heizwärmebedarfe bestehen, welche zudem zunehmend aus Erneuerbaren Energien gedeckt werden. Stromüberschüsse sind auch mittelfristig ganz überwiegend im Sommerhalbjahr zu erwarten, wenn an einzelnen Tagen gleichzeitig eine hohe Produktion aus Fotovoltaik und aus Windkraft auf eine niedrige Stromnachfrage trifft. Im Winter übersteigt der Wärmebedarf die Stromnachfrage um ein Vielfaches. Selbst wenn ein relevanter Anteil des verfügbaren Stroms in Wärme umgewandelt würde, käme man nur auf einen vergleichsweise geringen Beitrag zur Wärmeversorgung. Im Sommer ist der Wärmebedarf jedoch sehr viel geringer als im Winter. Im Wesentlichen besteht der Wärmebedarf im Sommer für Warmwasser sowie industrielle Prozesswärme. Außerhalb der Heizperiode wird der Wärmebedarf zunehmend mit erneuerbaren Energien gedeckt. Die Solarthermie kann im Sommer den Warmwasserbedarf weitgehend decken. Wo dies der Fall ist, werden durch die Wärmeumwandlung von Strom zu Wärme keine fossilen Energien und Kohlendioxidemissionen eingespart. Die disparaten saisonalen Bedarfe für Strom und Wärme ergeben sich aus der folgenden Abbildung, in der diese beispielhaft für die Region Nordhessen/Kassel abgebildet sind: Quelle: Prof. Vagen, Universität Kassel; Dr. Ebert, Stadtwerke Kassel; FVEE-Tagung

5 Die Herkunft des Stroms ist entscheidend für die Klimabilanz. Mit der Nutzung von Strom in Wärmeanwendungen ist nur dann ein ökologischer Vorteil verbunden, wenn der Strom aus EE stammt. Soweit heute eine solche Nutzung aufgrund von sehr niedrigen oder negativen Strompreisen stattfindet, wird der zum jeweiligen Zeitpunkt im Stromnetz befindliche Strommix verwendet. Aufgrund des hohen Anteils durchlaufender Kohlekraftwerke kann nicht ohne weiteres von einem ökologischen Vorteil ausgegangen werden. Die unterschiedlichen denkbaren Anwendungen für die Wärmenutzung von Strom müssen differenziert betrachtet werden. Die unterschiedlichen Anwendungsmöglichkeiten: Große Power to Heat-Anlagen mittels direkter Erwärmung von Warmwasserspeichern in Fernwärmenetzen und für industrielle Prozesswärme; dezentrale Heizstäbe in Heizungspufferspeichern; Wärmepumpen; Nachtspeicherheizungen; Power to Gas. Die Nutzung von Power to Heat in Fernwärmenetzen ist heute aufgrund niedriger Investitionskosten oft wirtschaftlich und wird bereits von mehreren Energieversorgern betrieben. Inwieweit dadurch positive Klimaeffekte erzielt werden, ist noch nicht hinreichend erforscht. Power to Heat ist aufgrund niedriger Investitionen die am einfachsten zu hebende Option und wird bereits in der Praxis genutzt. Mindestens 13 Fernwärmeversorger in Deutschland haben daher schon elektrische Kessel installiert, zwei sind im Bau, acht in Planung. Da die großen Wärmenetze außerhalb der Regionen der EE-Erzeugung liegen, basiert Power to Heat wirtschaftlich dabei in der Regel nicht auf der Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom, sondern lediglich auf der Nutzung niedriger oder negativer Strompreise. Außerdem dienen sie der lokalen Netz-Stabilisierung. Selbst wenn der genutzte Strommix heute nicht rein regenerativ ist, sondern auch erhebliche Mengen fossiler Energien aus durchlaufenden Kohlekraftwerken enthält, kann ein denkbarer positiver Klimaschutzbeitrag entstehen, da die Power to Heat - Anlagen in größeren Mengen negative Regelleistung zur Frequenzhaltung erbringen und hierdurch Must-run-Kapazitäten ersetzen könnten. (Vgl. Böttger/Bruckner: Kosten- und CO 2 -Effekte von Power-to-Heat im Markt für negative Sekundärregelleistung, 2014) Daneben können sie zur Flexibilisierung der KWK-Stromerzeugung und damit zur Vermeidung negativer Strommarktpreise beitragen. Ob unter dem Strich bei heutiger Nutzung sowie in einem zukünftig stärker regenerativ geprägten Strommix eine positive Klimabilanz entsteht, ist noch nicht hinreichend geklärt (vgl. Hauser/Gerhardt 2013: Systemdienlicher Einsatz von EE- Stromüberschüssen in thermischen Anwendungen, FVEE Themen 2013, S.85-88). 5

6 Dezentrale Heizstäbe in Heizungspufferspeichern haben erhebliche Kostennachteile gegenüber zentralen Lösungen in Wärmenetzen. Dezentral eingesetzte Heizstäbe in Heizungspufferspeichern erfordern aufwendige IT- Infrastruktur zur flexiblen Steuerung mit deutlich höheren Kosten für Investition und die organisatorische Abwicklung. Dadurch ist die Teilnahme am Regelenergiemarkt wirtschaftlich schwierig darstellbar. Denkbar erscheinen temporäre Lösungen in Regionen mit einer hohen Abregelung von fee, d.h. außerhalb von Berlin. Wärmepumpen weisen bei hohen Arbeitszahlen ökologische Vorteile auf, die jedoch teilweise in der Praxis nicht erreicht werden. Wärmepumpen wandeln den Strom nicht direkt in Wärme um, sondern nutzen diesen zur Umwandlung von Umweltwärme. Je höher die erzeugte Anzahl von kwh (Wärme) in Verhältnis zur eingesetzten kwh (Strom) ist (=Arbeitszahl), desto größer sind die ökologischen Vorteile. Gerade im Einfamilienhaus-Neubau sind Wärmepumpen aufgrund des EEWärmeG eine mittlerweile weit verbreitete Technologie. In der Praxis weisen die eingesetzten Wärmepumpen (insbesondere Luft- Wärmepumpen) jedoch gerade bei kalter Witterung häufig schlechte Arbeitszahlen auf, so dass der ökologische Nutzen teilweise hinterfragt wird. Die beschriebene Thermosensibilität von Luft-Wärmepumpen sollte zukünftig stärker zu einer offenen Diskussion um deren Nutzen bzw. der Optimierungserfordernisse führen. Wünschenswert für die Zukunft ist in jedem Fall eine Flexibilisierung der Fahrweise der Wärmepumpen, so dass diese den Strommarkt stabilisieren können. Dies setzt den Einsatz von Wärmespeichern und Steuerungstechnologie voraus. Besondere Vorteile haben Großwärmepumpen in Fernwärme-Systemen. Diese weisen oft sehr hohe Arbeitszahlen auf, ihre korrekte Installation und Betrieb ist leichter zu kontrollieren als bei dezentraler Anwendung. In skandinavischen Großstädten sind bereits Wärmepumpen im dreistelligen MW-Bereich im Einsatz: Oslo nutzt mit Wärmepumpen die Wärme des kommunalen Abwassers, Stockholm die Wärme der Ostsee. Für Berlin käme eine Nutzung von oberflächennaher Geothermie oder der Wärme von Kanälen und des Abwassers mittels Großwärmepumpen in Betracht. Voraussetzung für den wirtschaftlichen Betrieb ist jedoch eine kostengünstige Versorgung mit Erneuerbaren Energien. Nachtspeicherheizungen sind keine sinnvolle Option zur Wärmeversorgung. Die auch in Berlin noch verbreiteten Nachtspeicherheizungen sollten aus sozialen und ökologischen Gründen so schnell wie möglich ausgetauscht werden. Die Mieter werden mit weit überdurchschnittlichen Wärmekosten belastet. Die Wärmelast von Raumwärme und das Wind-/PV- Dargebot klaffen weit auseinander, so dass Nachtspeicherheizungen im Wesentlichen Kohle-Wärme in die Wohnungen bringen. Nachtspeicherheizungen werden im Winter regelmäßig auch tagsüber nachgeladen. 6

7 Power to Gas ist heute keine wirtschaftliche Option zur Wärmeversorgung. Power to Gas ist aufgrund der sehr niedrigen Gesamt-Wirkungsgrade und der hohen Investitionskosten heute keine wirtschaftliche Option. Ein Einsatz kommt erst langfristig in Frage, wenn die Stromüberschüsse so anwachsen, dass Netzausbau, Lastmanagement und Power to Heat an ihre Grenzen stoßen. Dann könnten die Vorteile von Power to Gas zum Tragen kommen (Speicherung und Transport in großen Mengen und über große Distanzen). Politisch besteht aktuell auf Landesebene kein Handlungsbedarf. Zu b) Gemeinsame Netzgesellschaft Strom und Gas Grundsätzlich ist der Betrieb von Strom- und Gasnetzen in einer gemeinsamen Gesellschaft machbar und wird in vielen Stadtwerken praktiziert. Erforderlich ist eine Spartenrechnung und vollständige Kosten-Transparenz für die Regulierungsbehörden. In Berlin kann ein kommunaler Betreiber der Strom- und Gasnetze keine Synergien aus dem Betrieb von Netzen in anderen Städten heben. Er hat damit einen strukturellen wettbewerblichen Nachteil gegenüber überregionalen Netzbetreibern. Eine Möglichkeit, diesen Nachteil zu kompensieren, kann in der Hebung von Synergien aus dem gemeinsamen Betrieb der Strom- und Gas-Verteilnetze sowie weiterer netzbezogener Infrastrukturen liegen. Über die gemeinsame Bewirtschaftung des Strom- und Gasnetzes hinaus erscheint die gemeinsame Bewirtschaftung der kommunalen Energie-Infrastrukturen mit dem Wasser und Abwassersystem erwägenswert. Energiewirtschaftlich besonders sinnvoll erscheint zudem die gemeinsame Bewirtschaftung des Fernwärmenetzes und des Gasnetzes, sofern diese beide rekommunalisiert werden. Auf Dauer ist es ineffizient, zwei Wärmenetze parallel zueinander zu betreiben. Es ergeben sich erhebliche Potenziale durch den gezielten Rückbau des Gasnetzes in den Quartieren, die von der Fernwärme erschlossen sind. Perspektivisch sollte die gesamte Nutzung des oberirdischen und unterirdischen öffentlichen Straßenraums integriert oder zumindest koordiniert bewirtschaftet werden. Dies beinhaltet die Bewirtschaftung sämtlicher netzbezogener Infrastrukturen im öffentlichen Straßenraum, d.h. Straßenflächen, straßengebundene Schienensysteme (Straßenbahn), Strom-, Wasser- und Abwassernetz und Fernwärme jedoch möglicherweise auch weitere Komponenten wie z.b. die öffentliche Beleuchtung oder Ladestationen für E-mobility im öffentlichen Straßenraum. Vorgeschlagen wird daher die Prüfung eines integrierten kommunalen Betreibers der straßengebundenen Infrastruktur ( Berlin Infrastruktur ). Hamburg/Berlin, 12. November