Das Erdgasnetz als Systemintegrator zur Verstetigung von Wind- und Solarstrom

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1 Quelle: Siemens Power-Generation Das Erdgasnetz als Systemintegrator zur Verstetigung von Wind- und Solarstrom Durch die Umwandlung von Ökostrom in erneuerbares Erdgas/Methan kann Überschussstrom aus Windkraft und Photovoltaik gespeichert und vielfältig in der vorhandenen Infrastruktur genutzt werden. Ein bedeutender Schritt auf dem Weg zu einer nachhaltigen Vollversorgung aus erneuerbaren Energien (EE). Strom aus Wind und Sonne wird planbar und regelbar, Stromproduktion und Stromverbrauch werden zeitlich und räumlich entkoppelt über das Erdgasnetz, welches als existierendes Flexibilisierungselement oder Systemplattform für speicherbare erneuerbare Energie in Form von Methan eine neue Integrationsaufgabe zugwiesen bekommt. Das Erdgasnetz dient für das stark unter volatilen, unplanbaren Stromeinspeisungen aus Wind- und PV-Strom herausgeforderte Stromnetz als Verstetigungselement. Das Erdgasnetz mit weiträumiger Leitungs- und Speicherinfrastruktur ist von allen Speichersystemen am aussichtsreichsten dafür gewappnet. Es ist für hohe Leistungen, hohe Kapazitäten und lange Speicherdauern sehr flexibel und kostenoptimiert schon heute ohne Restriktionen auf der Basis erneuerbaren Methans nutzbar. Weltweit wird zunehmend Strom aus Wind und Sonne gewonnen. In diesem Jahr steigt der Anteil der erneuerbaren Energien am deutschen Strommarkt auf gut 20 Prozent, 2020 werden es vermutlich bereits 45 bis 50 Prozent sein. In Deutschland war 2009 eine früher schwer vorstellbare Leistung von ca. 10 Gigawatt (GW) allein aus Photovoltaik installiert mit all ihren Problemen in den Spannungsebenen 66

2 des Stromnetzes wird ein Zubau in ähnlicher Größenordnung erwartet. Doch was für das Klima gut ist, ist für die Energieversorger und Netzbetreiber eine große Herausforderung. Der Strom aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen ist wetterabhängig und unterliegt daher starken Fluktuationen. Dies erfordert den Ausbau der Speichermöglichkeiten für elektrische Energie. Energiespeicher werden damit zu einer Schlüsselkomponente in einem nachhaltigen Energiesystem. Neuer Ansatz zur Energiespeicherung: Strom wird zu Gas Der neue Ansatz von SolarFuel in Kooperation mit den Forschungsinstituten Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES setzt auf die Methanisierung des erneuerbaren Stroms (siehe DVGW energie wasser-praxis 6/2010, S. 6). Windstrom wird in Methan bzw. Erdgassubstitut umgewandelt (Substitute Natural Gas, SNG). Das ist praktisch nichts anderes als Erdgas, nur erneuerbar erzeugt. Bei der Entwicklung der Technik hat sich das mit der Anlagen- und Verfahrenstechnik befasste ZSW von zwei Kernfragen leiten lassen. Welche Speicher bieten eine ausreichende Kapazität für die je nach Wind und Wetter unterschiedlich stark anfallenden erneuerbaren Energien? Und welche Speicher lassen sich am einfachsten in die bestehende Infrastruktur integrieren? Die Antwort: Das deutsche Erdgasnetz mit mehr als Kilometern HD/MD-Erdgasleitungen und zahlreichen Gasspeichern bietet für das erneuerbare Erdgas enorme und bereits existierende Speicherkapazitäten. Die Kapazität beträgt über 200 Terawattstunden das entspricht dem Verbrauch von mehreren Monaten. Das Stromnetz verfügt dagegen nur über 0,04 Terawattstunden (Abb. 1). Das Grundprinzip des Ansatzes ist die bidirektionale Verknüpfung der existierenden Infrastruktureinheiten Stromnetz und Gasnetz mit dem Ziel, ein neuartiges Last- und Erzeugungsmanagement zu etablieren, das die Aufnahme hoher Anteile fluktuierender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ins Energiesystem ermöglicht und der Stromnetzstabilisierung dient. Die Technik der zweistufigen Stromumwandlung erst in Wasserstoff und dann anschließend über die Methanisierung (Sabatier Prozess) in erneuerbares Methan als im Erdgasnetz kompatiblem, ohne Restriktion einspeisbarem chemischen Energieträger ermöglicht eine zeitliche Entkopplung von Produktion und Verbrauch. Die Erdgasspeicherung kann den Strom langfristig vorrätig halten. Es gibt keine Lagerungsverluste. Auch die räumliche Entkopplung ist realisierbar. Etwa in Flensburg produziert, kann das erneuerbare Methan als Erdgas durch das Netz transportiert und in Freiburg verbraucht werden. Bei anderen Speichertechniken ist das mit der vorhandenen Infrastruktur nicht möglich. Die Elektrolyse von Wasser zu Wasserstoff/Sauerstoff ist im industriellen Maßstab üblich. Die anschließende Methanisierungsstufe wird in der Synthesechemie ebenfalls großtechnisch in anderem Zusammenhang mit anderer Gaszusammensetzung praktiziert. Beides sind skalierbare, industriell umsetzbare Techniken, die hier zum ersten Mal zusammen für die Speicherung von Strom aus Wind und Sonne herangezogen werden. Der Vorteil eines chemischen Speichermediums wie erneuerbarem Methan liegt neben der vorhandenen vollständig nutzbaren Erdgasinfrastruktur auch in seiner möglichen über die reine Verstromung des einmal erzeugten Methans hinaus gehenden Wertschöpfungsmöglichkeit in den Bereichen Mobilität und Heizenergie. In all diesen wesentlichen Energienutzungssektoren Stromerzeugung, Mobilität und Heizenergie sind heutige Verbrauchsaggregate wie Gasturbinen, Erdgasfahrzeuge, Mikro-KWK am Markt erhältlich, ohne dass erst auf Markteintritt bzw. Verfügbarkeit zu bezahlbaren Investitionskosten gewartet werden muss (Abb. 2). Dynam. Ausbau von EE Strom führt zu komplexeren Energiesystemanforderungen Bidirektionale Kopplung von Stromnetz mit Gasnetz als Systemintegrator von volatiler, unplanbarer Einspeisung von Wind-/Photovoltaikstrom Hoch volatile, unplanbare EE Einspeiseleistungen (> 50 GW, 2020), Zubau 2010: ca. 10 GW PV + Wind?) Stockender Netzausbau/Kapazitätslimits Stromtransportnetz national/international Zu geringe Stromspeicherkapazitäten (0,04 Mrd kwh) zur Systemintegrationaufgabe Wirkung von Smart Grids, Demand Side Management in der Praxis weiträumig noch nicht erprobt Stromnetz Gasturbinen (dynam. Regel-/Ausgleichsenergie) KWK-/virtuelles Kraftwerk/ Smart Gas Grids erneuerbares Methan (Solarfuel) als EE Konvertierung Gasnetz Systemintegrator von EE (Strom) als Flexibilisierungselement Flächendeckende Gasinfrastruktur > km HD/MD Netz (Ferntransport-/Verteilnetz) zur Aufnahme hoher EE- Einspeiseleistungen Gasspeicherinfrastruktur: > 225 Mrd. kwh 2010, Ausbau: 75 Mrd. kwh Schrumpfender Wärmemarkt Image: konv./erneuerbares Methan Mobilität ( Windstrom in den Gastank ) Abb. 1: Flexibilisierungselement Erdgasnetz als Systemintegrationsplattform für speicherbare erneuerbare Energien des Stromnetzes Quelle: SolarFuel 67

3 Wind Sonne Stromnetz Verstromung Stromspeicherung GuD/ BHKW Gasnetz Gasspeicher Strom kann entweder in Form mechanischer, elektrochemischer oder elektrischer Energie gespeichert werden. Zu den wichtigsten mechanischen Speichern zählen Pump- und Druckluftspeicherkraftwerke sowie Schwungräder. Akkumulatoren, Flow- und Gas-Batterien, Wasserstoff und regenerative Brennstoffzellen sind typische Vertreter der elektrochemischen Energiespeicher. Superkondensatoren sowie supraleitende Spulen sind elektrische Speicher. Elektrolyse/ H -Tank CO2- Tank Andere Speichertechnologien und deren Grenzen Der Speicherung von Strom aus erneuerbaren Energien wie Wind und Sonne wird in Zukunft für den erforderlichen Speicherzeitraum von Tagen, Wochen und Monaten eine strategische Bedeutung bei der Integration und Verstetigung von Strom aus Erneuerbaren zukommen. Immerhin sollen 2020 ca. 45 bis 50 Prozent des Stromverbrauches aus volatilem, unplanbarem erneuerbarem Strom stammen. Das diskutierte Szenario von 100 Prozent erneuerbarem Strom 2050 mit der dazu 2 SolarFuel Mobilität Methanisierung Abb. 2: Power-to-Gas-Konzept zur bidirektionalen Kopplung von Strom- und Gasnetz mit Anbindung an den Verbrauchssektor Mobilität Speicherdauer 1 Jahr 1 Monat 1 Tag 1 Stunde Batterien CH 4 Pumpspeicher Schwungrad Druckluftspeicher Wasserstoff SolarFuel 1 kwh 1 MWh 1 GWh 1 TWh Speicherkapazität Abb. 3: Lade-/Entladungszeit und Speicherkapazität verschiedener Stromspeichersysteme notwendigen Energiespeicherung von Überschussenergiemengen an erneuerbaren Energien wird die gesamte Energiewirtschaft erst recht vor große Herausforderungen stellen. Für die Auswahl des geeigneten Speichersystems sind eine Vielzahl von Kriterien zu berücksichtigen. Umsetzbarkeit, Leistungs-/Kapazitätsvermögen, Verluste beim Umwandeln und beim Halten der Energie sind ebenso wie auch die möglichst effektive Ausnutzung von natürlichem, begrenztem Speicherraum wie deren Kosten für den jeweiligen Anwendungszweck zu optimieren. Quelle: ZSW/SolarFuel Quelle: ZSW Druckluftspeicher arbeiten in Leistungsbereichen, die mit Pumpspeicherwerken vergleichbar sind. Weltweit sind jedoch erst zwei Anlagen in Betrieb, eine davon in Deutschland. Beide sind diabate Kraftwerke. Adiabate Kraftwerke mit einem höheren Strom-zu-Strom-Wirkungsgrad von bis zu 70 Prozent befinden sich noch in der Entwicklung. Ausspeicherdauern von bis zu 6 Stunden sind in Deutschland in der Vorentwicklung. Die Kavernenausnutzung der in Zukunft sicherlich stark umworbenen geologischen Speicherformationen durch das mit ca. 20 bar Differenzdruck arbeitende System ist mit ca. 3 kwh/nm 3 Speicherdichte leicht höher als die von Pumpspeicherkraftwerken mit ca.1 kwh/nm 3. Die Speicherung in Schwungradspeichern ist insbesondere hinsichtlich Dauer und Kapazität begrenzt. Daher besteht deren primäre Aufgabe in der kurzfristigen Bereitstellung von Leistung zum Ausgleich von Schwankungen. Eine mittelfristige Leistungsreserve stellen stationäre und mobile Batterien dar, deren Anwendung allerdings durch die stark eingeschränkte Energie- und Leistungsdichte sowie durch die Lebensdauer begrenzt wird. Die beabsichtigte Integration mobiler Batterien zukünftiger Elektrofahrzeuge in das Stromnetz könnte als so genanntes Vehicle-to-Grid -Konzept sowohl das Laden der Fahrzeugbatterien als auch die gezielte Rückspeisung der Energie in das Stromnetz ermöglichen. Dadurch entstünde ein großer virtueller Batteriespeicher. Die Nutzung wird jedoch durch die zeitliche Verfügbarkeit der Fahrzeuge und die vom Fahrzeughalter bereitgestellte Kapazität beschränkt. Zudem muss eine intelligente Steuerung der Lade- und Entladevorgänge erfolgen. Die Speichereffekte aller Batteriesysteme liegen eher im Stundenbereich. Wasserstoffspeicherkraftwerke können große Energiemengen für einen längeren Zeitraum speichern. Wasserstoff hat vielfältige Verwendungsmöglichkeiten, jedoch fehlt bislang die Infrastruk- 68

4 Die rechnerische Speicherreichweite von 1 Mio. Elektrofahrzeugen liegt bei 0,15 Stunden, die von 40 Mio. Elektrofahrzeugen liegt bei 6 Stunden. Energieverbrauch und Speicherkapazitäten durch Elektrofahrzeuge, Deutschland 2008 Verbrauch 1 Anteil Elektrizitätsverbrauch Speicherkapazität 2 Rechnerische Speicherreichweite 3 TWh/a % TWh h 76,0 12,0 0,40 6,00 1,9 0,3 0,01 0,15 1 Mio. Elektrofahrzeuge 40 Mio. Elektrofahrzeuge 1) 0,16 kwh/km; km/a 2) Speicherkapazität pro Fahrzeug: 10 kwh 3) In Bezug zur durchschnittlichen Leistung von 71 GW Abb. 4: Energieverbrauch und Speicherkapazitäten von Stromnetz zu Gasnetz, Mobilität Quelle: ZSW/SolarFuel tur, um diese zu nutzen. Die Einspeisung von Wasserstoff in das Erdgasnetz ist limitiert, wobei neben den maximal zulässigen Volumenanteilen von Wasserstoff im Erdgasleitungsrohrsystem (DVGW G 262/DIN 51624) auch die eichamtliche Abrechnungsproblematik laut DVGW G 685 und eine genaue Eignung von Leitungssystem und empfindlicheren Verbrauchern (Gasturbinen etc.) gelöst werden muss. Superkondensatoren haben einen hohen Wirkungsgrad und eine hohe Leistungsdichte, aber eine geringe Energiedichte. Sie helfen Leistungsspitzen im Netz abzufangen und sind ebenfalls nur als Kurzzeitspeicher zu gebrauchen. Supraleitende Spulen arbeiten sehr effizient, da im geladenen Zustand keine Energie verloren geht. Sie erfordern allerdings eine energieaufwändige Kühlung, um die Supraleitfähigkeit zu erreichen (Abb. 3). Ausweg Sekundärenergieträger Eine notwendige Bedingung für eine Langzeitspeicherung und den saisonalen Ausgleich von erneuerbaren Energien ist nach heutigem Kenntnisstand die Erzeugung von Sekundärenergieträgern. Hier kommen derzeit nur chemische Sekundärenergieträger wie kohlenstoffbasierte Brennstoffe (etwa Methan) und Wasserstoff in Betracht. Flüssige und gasförmige Brennstoffe lassen sich im Gegensatz zu Strom direkt und in großem Umfang speichern. Eine existierende Infrastruktur gibt es jedoch nur beim Erdgas und bei flüssigen Kohlenwasserstoffen. Die Gasspeicherkapazitäten in Deutschland sind um den Faktor höher als die Kapazitäten der Pumpspeicherwer- Besuchen Sie uns auf +++ Mertik Maxitrol hat den Gasströmungswächter weiterentwickelt +++ SENTRY GS-H-Z Dieser Gasströmungswächter kann als Typ "K" sowohl in den Einbaulagen "waagerecht" als auch "nach oben" eingesetzt werden. Mertik Maxitrol ist Hersteller des umfangreichsten GS-Sortiments für alle Einbaulagen. Exklusive, patentierte Dämpfungsfunktion 100% Justierung von V N und V S Vereinfachte Lagerhaltung; nur ein GS für die häufigsten Einbaulagen Kostenfreie Software zur Berechnung von Gasinstallationen 69

5 ke. Der in Zukunft mögliche Stromspeicher in Form von Elektrofahrzeugen ist dagegen erheblich geringer (Abb. 4). Die Ausspeicherleistungen bei der Untertage-Gasspeicherung inklusive Verstromung reichen bis in den 10-Gigawatt-Bereich bei Zyklenzeiten von Tagen bis Monaten. Sie stellen somit die einzige absehbare Option dar, erneuerbare Energien mit einer Kapazität im Bereich von Terawattstunden saisonal zu speichern. Herstellung von erneuerbarem Erdgas Das neue Verfahren wurde von den Forschungsinstituten ZSW und Fraunhofer IWES entwickelt. Das ZSW entwirft die Anlagen- und Verfahrenstechnik, das Fraunhofer IWES gestaltet die Einbindung des Konzepts in die Energiesystemtechnik. Das Partnerunternehmen SolarFuel übernimmt die industrielle Umsetzung. Eine im Auftrag von SolarFuel in Stuttgart errichtete Demonstrationsanlage läuft bereits erfolgreich. Das Verfahren zur Herstellung des erneuerbaren Erdgases kombiniert erstmals die Technologien Wasserstoff-Elektrolyse und Methanisierung. Die Stuttgarter Demonstrationsanlage spaltet aus überschüssigem erneuerbarem Strom Wasser per Elektrolyse. Dabei entstehen Wasserstoff und Sauerstoff. Durch eine chemische Reaktion Solar-Fuel-Konzept: bidirektionale Kopplung Strom- mit Gasnetz als chem. Pumpspeicherwerk -Recovery Electrolyser CH 4 -Filling-Station ca. 15 kg, 200 bar Abb. 5: SolarFuel-Anlage demonstriert im praktischen Betrieb Umwandlung von Strom in Methan. des Wasserstoffs mit Kohlenstoffdioxid entsteht Methan (Abb. 5). Der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Strom zu Erdgas beträgt über 60 Prozent. Die Qualität des erneuerbaren Erdgases ist hoch (Abb. 6). Es ist nicht verunreinigt und kann ohne weitere Bearbeitung in das Erdgasnetz eingespeist werden. Das DVGW-Arbeitsblatt G 262 sowie auch die bezüglich z. B. des Wasserstoffgehaltes schärfere DIN für Erdgas als Kraftstoff können je nach Anlagenbetrieb eingestellt werden. Die Einspeisung des so erzeugten erneuerbaren Methans orientiert sich technisch am vielfach mittlerweile in der Gaswirtschaft praktizierten Biomethaneinspeisemodell und lehnt sich regulatorisch als erneuerbares Gas, welches so sicherlich im EEG zwar ursächlich gemeint war, aber in seiner Formulierung 2008 nicht bekannt war, an den Begrifflichkeiten der Gasnetzzugangsverordnung für Biomethan an. So Quelle: SolarFuel/ZSW Die Konvertierungsrate liegt bei > 60 Prozent, das erzeugte Erdgassubstitut ist direkt einspeisefähig sowie ein handelbares Produkt Konvertierungsrate und Vergleich Gaszusammensetzung in Vol.-%, Einstellung nach DVGW G 262, DIN Konvertierungsrate Electricity Electrolysis 98,9 % Substitute Natural Gas (SNG) 61,6 % 100 % 11,7 % Useful Heat (T > 200 C) Electricity Compressor 1,1 % 26,7 % Loss Gaszusammensetzung vor und nach Methanisierung, Vol.-%, Wobbeanpassung adäquat Biomethan Edukt-Gas 79,5 CH 4 90,1 Produkt-Gas Note: Fixed Bed; Ni-Catalyst T = 250 C 500 C P e = 6 bar 20,5 Space Velocity = 40001/h CO 5,3 4,6 Abb. 6: Konvertierungsrate Strom zu Gas, Gasbeschaffenheit erneuerbares Methan nach Ausgang SolarFuel-Anlage 2 Quelle: SolarFuel 70

6 kann ebenso die GasNZV 41ff. wie das EEG als Orientierungsrahmen für die gesetzliche Regulierung von erneuerbarem Methan gesehen werden und wird regulatorisch als notwendiger Baustein zur planbaren, sicheren Integration von hohen volatilen erneuerbaren Energien aus Wind und Sonne seine Berücksichtigung finden. Die Nutzung der vorhandenen Erdgasinfrastruktur ermöglicht vor allem den weiteren Ausbau der Windenergie, der durch die Aufnahmekapazität der Stromnetze begrenzt wird. Selbstverständlich kann auch Solarstrom oder jeder andere erneuerbare Strom für den Prozess eingesetzt werden. Anlagen mit der neuen Technik können überschüssigen Windstrom über das Anfahren der Elektrolyse aufnehmen und als Erdgassubstitut im Erdgasnetz zwischenspeichern. Durch gezieltes Drosseln oder Abschalten der Elektrolyse kann in Zeiten schwächeren Windstromangebots oder höherer Stromnachfrage die Elektrolyseleistung gesenkt werden. Um zu jeder Zeit auch bei Windflaute Stromerzeugungsleistung zur Verfügung stellen zu können, ist eine Kombination mit einem Gas- oder Blockheiz-Kraftwerk eine geeignete Konzeption, wobei die Verstromung nicht notwendigerweise am Standort der Anlage erfolgen muss. Speicherkapazität und Speicherleistung für ein EE-System Für eine vollständige Versorgung des deutschen Stromnetzes mit erneuerbaren Energien ist laut verschiedenen Instituten eine Speicherkapazität von rund 20 bis 40 Terawattstunden erforderlich. Dafür kommen nur chemische Energieträger infrage, die etwa in Kavernen als Gas untertage gespeichert werden können. Beim Vergleich eines Kavernenspeichers mit Wasserstoff als chemischem Speichermedium ergibt sich die rund 10- bis 100-fache, bei regenerativ erzeugtem Erdgas sogar die etwa 30- bis 300-fache Speicherkapazität gegenüber der Druckluftvariante. Rein rechnerisch lassen sich aus 217 Terawattstunden von in Kavernen lagerndem Erdgas mit Gas-und- Dampf-Kraftwerken zeitlich flexibel 130 Terawattstunden Strom erzeugen. Andere Speichertechnologien mit einer Kapazität in einer Größenordnung von mehr als zehn Terawattstunden sind nicht in Sicht. Die neue Technik lässt sich hervorragend in das bestehende Energiesystem integrieren. Ein besonderer Vorteil ist die hohe Speicher- und Transportkapazität des Erdgasnetzes. Das deutsche HD/MD-Erdgasleitungsnetz, mit seiner Länge von ca Kilometern, könnte allein bei einem angenommenen Druckspiel von 20 bar bis zu 960 Mio. Nm 3 erneuerbares Methan aufnehmen. Während eine Hochspannungsgleichstromübertragung auf Leistungen bis maximal sieben Gigawatt beschränkt ist, beträgt diese bei einer Gaspipeline bis zu 70 Gigawatt. Hohe Windkrafterträge können als erneuerbares Erdgas sowohl saisonal gespeichert, als auch mit hohen Energieübertragungsleistungen über große Entfernungen transportiert werden. Für die Verstromung bieten sich Gaskraftwerke mit elektrischen Wirkungsgraden von bis zu 60 Prozent an. Im Gegensatz zu Atom- und Kohlekraftwerken lassen sich Gaskraftwerke schnell und problemlos regeln. Nutzen für Anwender der Technik Anlagen zur Umwandlung von Ökostrom in erneuerbares Erdgas lohnen sich für Betreiber von Windparks, Biogasproduzenten oder Energieversorger bzw. Netzbetreiber. Betreiber von Windparks etwa 6th Pipeline Technology ERLEBEN SIE DIE ENERGIE-MESSE DER ZUKUNFT UND SEIEN SIE TEIL DER Conference th PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE 4-5 April 2011, HANNOVER MESSE, Germany HANNOVER MESSE, April 2011 das wichtigste Technologieereignis im Jahr 6 th Pipeline Technology Conference, April 2011 mit begleitender Fachausstellung im Konferenzbereich German Society for Infrastructure Solutions Transfer SIST PERFORATOR tunnelling systems Euro Institute for Information and Technology Transfer 71

7 Anschlusswert steigt 250-fach Anschlusswert steigt 3-fach 25 kw, η = 40 % Pilot-Anlage November ,3 MW, η = 54 % Beta-Anlage 2012 Abb. 8: Plan zur Umsetzung der nächsten Anlagen von SolarFuel Abb. 7: Serienerdgasfahrzeug mit Windstrom im Gastank vor SolarFuel-Anlage 20 MW, η > 60 % Gamma- Anlage 2014 ff. Quelle: ZSW Quelle: SolarFuel Für die Erdgaswirtschaft könnte mit dem erneuerbaren Methan emethan, Windmethan durch seinen erneuerbaren Charakter eine Marketingaufwertung und Differenzierungsoption für das fossile Erdgas (siehe neue Kampagne BioErdgas mit Logo) als langfristige Option einhergehen. Mit dem auf Wind-/PV-Strom basierenden erneuerbarem Methan kann u. a. der in Zukunft intensivierten Diskussion um Tank und Teller bzw. Flächenkonkurrenz bei Intensivanbaumethoden auf Basis von Mais für Biogas entgegengewirkt werden. Das Ziel des mit 2012 verfolgten Aufbaus einer sogenannten Beta-Anlage von Solar- Fuel in der Größenordnung von ca. 10 MWel ist es, u. a. die Verstetigungswirkung einer SolarFuel-Konvertierungsanlage in energiewirtschaftlicher Größenordnung zu zeigen. Auf Grund der daraus gewonnenen Erfahrungen soll die Vorbereitung der für 2014 vorgesehen Kommerzialisierung beginnen (Abb. 8). Mit dem Beta-Anlagenprojekt 2012 können auch dem Gesetzgeber eine sinnvolle Datenbasis und Informationen als Entscheidungsgrundlage für das notwendige regulatorische Rahmenumfeld geliefert werden. Systemisch wäre auf Grund der Integrationswirkung und Planbarkeit der mit SolarFuel-Konvertern über das Erdgasnetz kurzfristig in hoher Leistung und ohne Netzrestriktion eingespeisten Strommengen auf Basis von erneuerbarem Methan eine auch im EEG heute schon existierende Honorierung (s. 64, Abs. 6) dieser Integrationsleistung denkbar. haben bei einem hohen Aufkommen von Windstrom oft ein Problem. Der Windstrom kann nicht vollständig in das Stromnetz eingespeist werden. Die Gründe: Die lokalen Stromleitungen sind nicht groß genug dimensioniert. Die Netzbetreiber schalten bei einem deutlichen Überangebot an Ökostrom die Windparks ab. Eine Speicherung als Erdgassubstitut kann diese Abschaltungen und möglichen Verluste vermindern. Biogasproduzenten sind in der Lage, die Menge des Methans zu erhöhen, indem sie den -Anteil im Biogas mit der SolarFuel-Technologie nutzen und dieser -Anteil nahezu vollständig in weiteres Methan konvertiert wird. Man kann die SolarFuel-Anlage im Betrieb mit entschwefeltem Rohbiogas als Methanverdoppleranlage bezeichnen. Eine Verdopplung des Methananteils nach Durchgang durch den SolarFuel Reaktor bietet auch Chancen für weitere Gaseinspeisprojekte, die vorher an zu kleinen Volumenströmen des Methans aus KWK-Biogasanlagen scheiterten. Energieversorgungsunternehmen bzw. Netzbetreiber können bei einer zu hohen Einspeisung von Ökostrom die Netze stabilisieren und negative Strompreise verhindern, indem sie das Überdruckventil Erdgasspeicherung anwenden. Universelle Verwendung des erneuerbaren Erdgases Die Technik erlaubt eine universelle Verwendung der gespeicherten Energie. Damit verbindet sie die Märkte für Strom, Wärme und Mobilität miteinander. Das Erdgassubstitut kann nicht nur rückverstromt, sondern darüber hinaus auch im Wärmeoder Kraftstoffmarkt eingesetzt werden, etwa in der Industrie, in Gebäuden oder im Verkehr. Letzteres ist vor dem Hintergrund des geplanten steigenden Anteils von regenerativen Kraftstoffen im Verkehrsbereich aktuell von besonderem Interesse (Abb.7). Die Gestaltung dieser für die Zukunft der Verstetigung und bedarfsgerechten Einspeisung von erneuerbaren Energien so wichtigen Netz- und Marktintegration wird für den Betreiber der Erdgasnetzinfrastruktur in Zukunft von Bedeutung sein. Die dynamische und zyklische im (Tages-, Wochen-, Monats-) Rhythmus der erneuerbaren Energien auftretende Netznutzung der Assets Leitung/Speicher/Gasturbinen auf Basis erneuerbarem Methans geht in einem Szenario einer zu 100 Prozent auf Basis erneuerbarer Energien 2050 bestehenden Energieversorgung weit über die bis heute klassische dominierende Infrastrukturnutzung durch Heizenergie hinaus. Autor: Dipl.-Ing. Stephan Rieke SolarFuel GmbH Hessbrühlstr Stuttgart Tel.: rieke@solar-fuel.net Internet: n 72