Mit Power to Gas den

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1 Titelthema interview Mit Power to Gas den reduzieren Warum Strom und Gas die Energiewende gemeinsam angehen sollten Anfang 2013 wurde im Rahmen der DVGW-Innovationsoffensive ein Power-to-Gas-Projekt gestartet, an dem erstmals die Strom- und die Gaswirtschaft gemeinsam beteiligt waren. Heute, rund ein Jahr später, liegen die ersten Ergebnisse der Zusammenarbeit vor. Wir haben Heinrich Busch, Abteilungsleiter Netz-Engineering bei den Stadtwerken Essen und Leiter des clusters Smart Grids in der DVGW-Innovationsoffensive Gas (rechts), und Professor Dr. Markus Zdrallek vom Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgungstechnik an der Bergischen Universität Wuppertal (links) gefragt, wie die Power-to-Gas-Technologie den bedarf verringern kann und warum die Strom- und die Gaswirtschaft weiter zusammenarbeiten sollten. Fotos: Heike Gruber 22

2 Interview Herr Busch, vor ziemlich genau einem Jahr haben Sie im Auftrag der DVGW-Innovationsoffensive Kontakt zum Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgungstechnik an der Bergischen Universität Wuppertal und weiteren Partnern aus der Stromwirtschaft aufgenommen. Ihr Ziel war es, die Stromsparte von Ihren Ideen zur Energiewende und speziell von»power to Gas«zu begeistern.»wir müssen reden«, haben wir unser damaliges Interview (greenfacts 1/2013) überschrieben. Haben Sie die Zeit für Gespräche nutzen können? Busch: Ja, wir haben sehr viele Gespräche miteinander geführt und ich bin nach dem ersten Jahr der Zusammenarbeit mehr als zufrieden. Denn wir haben nicht einfach nur geredet, sondern wir haben es geschafft, ein sehr hohes Verständnis für die Sichtweise der Gaswirtschaft zu schaffen, ein Verständnis dafür, warum das Gasfach so funktioniert, wie es funktioniert. Andererseits haben wir aber auch über die Verhältnisse in der Stromwirtschaft gesprochen und so ein Bewusstsein für die gemeinsamen Herausforderungen der Energiewende entwickelt. Im Wesentlichen geht es bei Ihrem gemeinsamen Projekt um das Zusammenwachsen der Strom- und Gasverteilnetze mit Hilfe von Power to Gas. Welche Partner sind an dem Projekt und an den Gesprächen dazu beteiligt? Busch: Nun da ist zunächst einmal natürlich Herr Professor Zdrallek von der Bergischen Universität Wuppertal, der durch seine besondere Expertise und durch seine gute Vernetzung erheblich zum Erfolg des Projektes beiträgt. Mit dem Geschäftsführer der Oldenburger EWE Netz GmbH, Herrn Heiko Fastje, und mit Daniel Speiser, ebenfalls von der Oldenburger EWE Netz GmbH, haben wir Partner gefunden, die in ihrem Versorgungsgebiet schon heute so viele dezentrale Einspeisungen haben, wie es das nationale Ausbauszenario erst für 2050 vorsieht, und die deshalb eine hohe Bereitschaft zeigen, heute schon neue Lösungswege aufzuzeigen. Ein dritter Partner ist Herr Professor Moser von der Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik an der RWTH Aachen, der vor allem das Marktmodell untersucht hat, und der vierte und ebenfalls sehr wichtige Partner ist die DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH in Leipzig mit Herrn Professor Krause und dem Team von Gert Müller-Syring, die gemeinsam mit der DVGW-Forschungsstelle in Karlsruhe 1 die gastechnische Seite bewertet haben. Durch die Kombination dieser fachlichen Kompetenzen ist das Projekt relativ schnell in die richtige Richtung gelaufen. Herr Professor Zdrallek, was haben Sie damals gedacht, als Herr Busch mit der Idee auf Sie zukam, die Strom- und Gasinfrastrukturen auf der Verteilnetzebene miteinander zu koppeln? Zdrallek: Als Herr Busch das erste Mal mit der Idee auf mich zukam, Strom- und Gasnetze zu koppeln und das nicht wie bisher immer diskutiert auf der Transportnetzebene, sondern auf der Verteilnetzebene, habe ich im ersten Augenblick gedacht: Was für eine verrückte Idee, das kann sich niemals rechnen! Aber als ich dann ein zweites Mal darüber nachgedacht habe, und da hatten wir bereits einen Termin vereinbart, kam ich doch sehr schnell zu dem Punkt, dass es vielleicht gar keine so verrückte Idee ist, sondern dass diese Idee sehr viel Charme hat, denn sie packt an zwei ganz entscheidenden Herausforderungen der Energiewende an. Welche Herausforderungen sind das? Zdrallek: Die erste Herausforderung ist das Thema Speicherbarkeit, das heißt, dass wir den Strom, den wir zu viel erzeugen, wenn der Wind richtig weht und die Sonne richtig scheint irgendwie in die Zeiten retten müssen, wenn der Wind eben nicht weht und die Sonne nicht scheint. Das zweite Thema ist der immense Ausbau der Netze, den wir auf der Stromseite vor der Brust haben. Auch da kann die Kopplung der Strom- und Gasnetze helfen, und zwar vor allem dann, das haben wir in unserem Projekt festgestellt, wenn diese Kopplung schon auf der unteren Spannungsebene und nicht erst auf der Transportnetzebene stattfindet. Durch die Kopplung der Netze auf Verteilnetzebene müssen wir auf allen Ausbaustufen darüber weniger Aufwand betreiben und deshalb ist die Idee auf den zweiten Blick positiv zu bewerten. In den Medien wird meistens nur über den Ausbau der Transportnetze von Nord nach Süd berichtet, von den Verteilnetzen ist da eher selten die Rede Zdrallek: Wir gehen davon aus, dass wir im Transportnetz drei oder vier leistungsstarke Nord-Süd-Korridore bauen müssen, vielleicht können wir hier auch einen Teil über das Gasnetz lösen, aber die reine Stromlösung wäre der Bau dieser Korridore. Das können wir als Ingenieure, das müssen wir genehmigen und das müssen wir bauen. Aber wie wir das Durcheinander in den Verteilnetzen künftig noch beherrschen wollen, dafür haben wir noch keine Lösung. Denn Fotovoltaik- und Windenergieanlagen an Land speisen zum allergrößten Teil in die Verteilnetze ein. Das wird in der Öffentlichkeit aber kaum registriert, weil alle immer nur über den Transportnetzausbau reden. Von der Deutschen Energieagentur (dena) gibt es inzwischen Studien zum Verteilnetzausbau, aus denen hervorgeht, dass die Kosten für den Ausbau der Stromverteilnetze ein Vielfaches des Ausbaus im Transportnetz betragen werden. Die eigentliche und auch die wissenschaftlich viel spannendere Herausforderung liegt deshalb meines Erachtens auf der Verteilnetzebene. Heißt das, die meisten Eingriffe zum Erhalt der Stromnetzstabilität finden auf der Verteilnetzebene statt? Zdrallek: Sowohl im Transportnetz als auch im Verteilnetz sind Eingriffe an der Tagesordnung. An jedem zweiten, dritten windreichen Tag in Ostdeutschland ist es gang und gäbe, dass ein Teil der Windkraftanlagen abgeregelt werden muss, weil die Verteilnetze ihre Kapazitätsgrenze erreicht haben. Deswegen hat es so einen großen Charme, wenn es uns gelingen würde, bei Bedarf schon auf niedriger Spannungsebene einen Teil des Stroms in die Gasnetze zu schieben und nicht erst 1 DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte- Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 23

3 Titelthema alles in die Ebenen darüber zu transformieren und zu transportieren. Denn dann müssen die Zwischenebenen genauso stark ausgebaut werden. In den Gasnetzen jedoch, und da sind sich alle Experten einig, ist in den nächsten Jahren ein sinkender Gasabsatz zu erwarten und damit werden Freiräume entstehen, die wir nutzen können. Nun haben Sie sich ja im Rahmen Ihres Projektes ganz reale Gas- und Stromverteilnetze im Emsland angesehen und dabei untersucht, welche Auswirkungen der Einsatz von Power to Gas hat. Warum sind gerade die Netze im Emsland so gut geeignet für eine Kopplung von Strom- und Gasnetz? Busch: Im Emsland ist man, was die Menge der Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien betrifft, schon heute im Jahr 2050 angekommen. Die bedarfe sind dort deshalb sehr hoch, so hoch, dass sie eigentlich gar nicht realisierbar sind. Daraus entwuchs relativ schnell die Idee, das Vorhaben der Kopplung von Strom- und Gasnetz einfach einmal durchzudeklinieren und erste Erkenntnisse zusammenzustellen, damit ein Unternehmen wie die EWE Netz GmbH mehr Sicherheit darin bekommt, wie die Netze verstärkt oder ausgebaut werden müssen und ob der Power-to-Gas-Ansatz der richtige Weg ist. Dazu haben wir die realen Strom- und.... Wenn wir aus dem Power-to- Gas-Konzept ein Geschäftsmodell machen wollen, das sich rechnet, müssen die Herstellungskosten auf etwa Euro pro installiertem Kilowatt sinken... Gasnetze untersucht und reale und örtlich bezogene Lösungen skizziert. Wie sehen diese Lösungen aus, ist der Einsatz von Power to Gas empfehlenswert? Busch: Wir können ziemlich deutlich sagen, dass wir bei einem sogenannten netzdienlichen Verhalten der Kopplungselemente wie Power-to-Gas-Anlagen oder Gasvorwärmanlagen Energieverschiebungsmöglichkeiten sehen und stromtechnisch eine Netzentlastung eintritt. Dadurch könnte ein erheblicher Anteil an Kabelausbau auf der Mittelspannungsebene entfallen. Konkret sind das in einem der bewerteten Netzabschnitte in Werlte im Emsland über drei Kilometer Kabel, die nicht gebaut werden müssten (siehe Grafik Seite 25). Damit sind auf wirtschaftlicher Ebene klare Vorteile auch in kleinen Ortslagen erkennbar, aber es müsste dafür nicht nur eine Power-to-Gas-Anlage gebaut werden, sondern auch eine Netzintelligenz, also ein Smart Grid, das entsprechend in die Kosten mit eingeht. Betrachten wir das Ganze nur aus Sicht der Kosten, liegen wir bei einem netzdienlichen Verhalten auf einem ähnlichen Kostenniveau wie bei einem herkömmlichen stromtechnischen Ausbau der Netze. Ist das Power-to-Gas-Konzept also zwar technisch möglich, aber noch zu teuer? Zdrallek: Technisch ist das Konzept so weit, dass man es bauen kann. Es funktioniert. Es gibt die intelligente Technik, die man beispielsweise für die Ansteuerung der Kopplungselemente braucht. Und auch der Einsatz von Elektrolyseuren zur Wasserstofferzeugung, gegebenenfalls noch mit einer nachgeschalteten Methanisierung, funktioniert technisch und kann den auf der Stromseite signifikant verringern. So lange diese Elektrolyseure jedoch rein am Markt operieren, also nur zu günstigen Zeiten Strom einkaufen, um dann wieder Gas zu verkaufen, so lange ist das Konzept nicht wirtschaftlich. Es kommt nur dann in den Bereich der Wirtschaftlichkeit, wenn ein Marktanteil und ein netzdienliches Verhalten zur Verhinderung des Stromnetzausbaus miteinander kombiniert werden. Nur in der Kombination aus beiden Dingen wird daraus ein Geschäftsmodell, das sich rechnet (siehe Grafik Seite 26). Wer oder was ist der größte Kostentreiber? Zdrallek: Der Knackpunkt sind die Elektrolyseure. Dieses Kopplungselement ist in der Herstellung noch zu teuer. Das gilt nicht für Gasvorwärmanlagen, dieses Kopplungselement kann man heute schon wirtschaftlich nutzen. Allerdings bieten Gasvorwärmanlagen alleine vor allem im Sommer nicht die ausreichende Leistung zur Energieverschiebung. Power-to-Gas-Anlagen, die Wasserstoff einspeisen, kosten heute in der Herstellung etwa Euro pro installiertem Kilowatt 1. Hiermit werden die relativ hohen spezifischen Gesamtkosten dieser kleinen Anlagenklasse von ca. 200 kw inklusive der Elektrolyse, Gaseinspeisung, Einzäunung etc. abgedeckt. Wenn wir aus dem Power-to-Gas-Konzept ein Geschäftsmodell machen wollen, das sich rechnet, müssen die Herstellungskosten für die Gesamtanlage einschließlich der Einspeisung auf etwa Euro pro installiertem Kilowatt sinken. Und wie nah sind die Hersteller diesem Wunschpreis? Busch: Meines Erachtens sind wir leider noch nicht so weit, dass die Industrie, die solche Anlagen baut, das Potenzial an dieser Stelle erkannt hat. Allerdings müssen wir der Industrie unsere Konzepte auch vorstellen. Vor 10 oder 20 Jahren, als die ersten Windkraftanlagen oder die ersten Fotovoltaikanlagen gebaut wurden, lagen die Kosten für diese Anlagen auch weit höher als heute. Durch immer bessere Technik wurden auch die Baukosten immer niedriger. Wenn wir diese Entwicklung heute bei den Elektrolyseuren anschieben, dann könnten wir bald auch hier ganz andere Kostenstrukturen haben. Und nicht nur andere Kostenstrukturen, sondern auch unterschiedlich dimensionierte Anlagen. Denn wir brauchen nicht nur große Anlagen im Megawattbereich, sondern wir brauchen vor allem viele kleine Anlagen im Kilowattbereich, die zu den örtlichen Situationen passen und die mehr oder weniger von der Stange gefertigt werden können. Zdrallek: Der Sprung von auf Euro pro installiertem Kilowatt müsste allerdings möglichst schnell geschehen. Wenn wir 10 bis 20 Jahre warten, sind die Stromnetze ausgebaut und dann brauchen wir das Power-to-Gas-Konzept auch nicht mehr, um eine Alternative für den zu schaffen. Die

4 Interview bedarf bis 2023 im Projektuntersuchungsgebiet Gebiet der Station 1 Gebiet der Station 2 Die Grafik zeigt den bedarf für ein Stromnetz in Werlte in zwei Varianten. Trafo 2 Trafo 1 nicht gekoppelter Ausbau:»Konventionell«- Transformator verstärken (Trafo 1) - zweite Ortsnetzstation (Trafo 2) - ca Meter Kabel - Gasnetzausbau nicht erforderlich Power-to-Gas- Anlage Intelligente Ortsnetzstation (ines) Trafo ront gekoppelter Ausbau (Elektrolyseur + Gasvorwärmanlage), Szenario:»Netzdienlich«- Smart-Grid-System ines steuert Power-to-Gas-anlage - regelbarer Transformator (ront) - ca. 230 Meter Kabel - Gasnetzausbau nicht erforderlich Linkes Bild Bei nicht gekoppelter, rein»konventioneller«planung ist der Ausbaubedarf enorm groß. Der östliche Teil wird separiert und dann über eine zweite Ortsnetzstation (Trafo) versorgt. Zusätzlich sind Meter Kabel zu verlegen (blaue Linien). Rechtes Bild Bei gekoppelter Planung (mit Powerto-Gas-Anlage) ist der Ausbaubedarf deutlich geringer: Dazu muss die Power-to-Gas-Anlage aber zwingend»netzdienlich«betrieben werden. Das erweiterte Smart-Grid-System ines steuert dazu die Power-to-Gas- Anlage. Zusätzlich ist der Einsatz eines regelbaren Ortsnetz-Transformators (ront) notwendig, um Spannungsbandverletzungen zu verhindern. Der bedarf wird dadurch stark reduziert: Nur 230 Meter neue Kabel müssen verlegt werden. Quelle: DVGW-Innovationsoffensive Elektrolyseurshersteller versprechen uns allerdings auf allen Tagungen, dass sie schon bald die Euro erreichen, und deshalb haben wir in unserem Projekt diese Größenordnung und weiteres Reduzierungspotenzial als Grundlage für die zukünftige Preisentwicklung angesetzt. Busch: Bundesweit gibt es immerhin schon 18 Forschungs- und Pilotprojekte, die mit Power-to-Gas-Anlagen arbeiten. Insgesamt steht mit diesen Anlagen eine maximale Leistung von Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde 2 zur Verfügung, eine enorme Menge! Daraus erwächst meines Erachtens das Potenzial, das wir brauchen. Wenn die Industrie erkennt, dass man mit diesen Anlagen Geld verdienen kann, dann würden noch mehr Interessenten auf den Markt kommen, das Thema weiter fördern und damit auch für eine deutliche Reduzierung der Kosten sorgen. Darin liegt ein wesentlicher Schlüssel dafür, ob Power-to-Gas-Anlagen zunehmend gefertigt und auch eingebaut werden. Wenn es heute schon eine Möglichkeit gäbe, die Kosten für die Power-to-Gas-Lösung in irgendeiner Form zu decken, dann würden die Kollegen im Emsland gar nicht mehr nachdenken, sie würden die Anlage sofort bauen. Was könnte die Politik tun, um die Entwicklung hier voranzutreiben bzw. zu unterstützen? Busch: Wir sprechen mit dem Wirtschaftsministerium, der Bundesnetzagentur und der dena, da wir der Meinung sind, dass das regenerativ gewonnene Produkt Wasserstoff oder Methan, das wir einspeisen und speichern, ein höherwertiges Produkt ist als das einfache Gasmolekül. Mit Power to Gas erzeugen wir ein speicherbares Produkt und können damit Erzeugung und Verbrauch voneinander entkoppeln. Dieses Produkt müsste daher unserer Meinung nach mindestens genauso viel wert sein wie das stromtechnische Produkt Regelenergie im Sinne einer... Der Mehrwert des regenerativ gewonnenen Gases wird Systemdienstleistung. Zdrallek: Es gibt zwar ein großes überhaupt nicht honoriert.... Forschungsbudget für Energiepeicher, aber der Mehrwert des regenerativ gewonnenen Gases, das ich einspeisen und zwischenspeichern kann und das ich dann wieder zu Strom oder Wärme oder was auch immer machen kann, wird überhaupt nicht honoriert. Einmal erzeugt, wird es zu dem gleichen Preis gehandelt wie Erdgas aus Russland, obwohl es ja sozusagen»green gas«ist. 1 Anmerkung der Redaktion: Eine Power-to-Gas-Gesamtanlage inklusive Wasserstoff-Einspeisung mit 150 kw installierter Leistung kostet heute also etwa Euro. Heißt das, Sie wünschen sich eine Subventionierung für Power to Gas? Busch: Nein, eine Subventionierung wäre der falsche Weg. Eine Subventionierung würde wieder eine neue Umlage bedeuten. Richtiger wäre es, ein Produkt zu kreieren, das ähnlich wie Regelenergie Verwendung 2 Anmerkung der Redaktion: Mit m 3 Wasserstoff käme ein PKW mit herkömmlichem Verbrennungsmotor und einem Verbrauch von 3,6 kg/100 km km weit, ein PKW mit Brennstoffzelle und einem Verbrauch von 0,9 bis 1,2 kg/100 km sogar km! 25

5 Titelthema EURO finden kann, weil sich damit ein Ausgleich zwischen Einspeisen und Verbrauchen schaffen lässt. In dieser Sache verfolgt übrigens die dena ganz ähnliche Gedankenansätze. Deshalb werden wir unsere Projektergebnisse auch bei der dena vorstellen und erhoffen uns hiervon weitere Fortschritte. Erlöse der Kopplungselemente »frei am Markt«[EUR/a] »netzdienliches Verhalten«[EUR/a] Marktsimulation Alle Angaben sind Barwerte für das erste Investitionsjahr 2018 Kosten sind mit positiven Vorzeichen angegeben Erlöse sind mit negativen Vorzeichen versehen Die Variante»konventioneller«stellt die Referenz dar getrennter»konventionell«getrennter»innovativ«gekoppelter»frei am Markt«Annahmen: Elektrolyseur mit 150 kw für EUR/kW, bivalente Gasdruckregelanlage mit 35 kw für ca. 500 EUR/kW. Die Grafik zeigt die betriebswirtschaftlichen Ergebnisse für das Netzgebiet in Werlte. Tabelle: Frei am Markt können die Kopplungselemente zunehmend höhere Erlöse durch den Betrieb erzielen (Gas wird verkauft/strom wird eingekauft). Bei einem netzdienlichem Einsatz sind die Erlöse deutlich geringer. Die Anlage muss aus Netzsicht auch in Stunden mit hohen Strompreisen betrieben werden. Diagramm: alle Angaben sind Barwerte für das erste Investitionsjahr 2018 Kosten sind mit positiven Vorzeichen angegeben Erlöse sind mit negativen Vorzeichen versehen Die Variante»konventioneller«stellt die Referenz dar. Durch den Einsatz»innovativer«Betriebsmittel (Smart-Grid-System und regelbarer Ortsnetz-Transformator) lässt sich der Ausbaubedarf signifikant reduzieren. Wird zusätzlich eine Power-to-Gas-Anlage eingebaut, die»frei am Markt«agiert, steigt der in Hellblau dargestellte bedarf an. Durch eine Power-to-Gas-Anlage, die»netzdienlich«betrieben wird, ist der in Hellblau dargestellte bedarf am geringsten. In Summe mit den Anlagenkosten abzüglich der Erlöse ist diese Variante 4 in etwa genauso teuer wie der»konventionelle«. Zusätzlich ist dann aber eine Speichermöglichkeit gegeben. Zu beachten ist: Der Preis von EUR/kW stellt einen Zielwert dar, der bislang nicht erreicht wird. Für kleine Elektrolyseure ist aktuell mit EUR /kw zu rechnen. Die Angaben beziehen sich auf die Gesamtanlage inkl. Einspeisung in das Mitteldrucknetz. Was würde eine Gleichstellung von regenerativ gewonnenem Gas mit Regelenergie für den Strompreis bedeuten? Busch: Letzlich würde beim Kunden natürlich auch ein Teil der Kosten ankommen. Aber diese Kosten wären lange nicht so hoch wie die Kosten für den oder die EEG-Umlage. Die derzeitige Netzentgeldkalkulation sieht ja so aus, dass Maßnahmen zum in die Netzentgelte eingepreist werden. Wenn wir unterstellen, dass alle Verteilnetze in der Niederspannungs- und Mittelspannungsebene gebaut werden, die nach derzeitigem Stand des Wissens gebaut werden müssten, dann kommen wir schnell zu einem Investitionsbedarf in Höhe von mehreren Milliarden Euro. Das heißt, dass in den nächsten Jahren nicht nur die EEG-Umlage weiter steigen wird, sondern auch die Netzentgelte, und das bekommt der Kunde dann auch über den Strompreis zu spüren. Wenn wir mit Power to Gas die Möglichkeit haben, den bedarf deutlich zu reduzieren, dann sollten wir hier ernsthaft weiterdenken. Die Kosten für eine entsprechende anteilmäßige Erhöhung für die Einspeisung von regenerativ gewonnenem Gas lägen jedenfalls deutlich unter denen, die mit und EEG-Umlage auf uns zukommen. Summe PtG-Anlage Ersparnis im MS-Netz Markterlöse Wie könnte ein konkretes Geschäftsmodell für einen Elektrolyseur aussehen? Wer beispielsweise sollte den Elektrolyseur betreiben? Zdrallek: Für die Stromwirtschaft liegt das Geschäftsmodell natürlich im verhinderten. In der Praxis könnte ich mir ein Geschäftsmodell so vorstellen, dass z. B. eine Handelsgesellschaft, die Strom oder Gas handelt, diesen Elektrolyseur betreibt und dann möglichst bei»happy Hour«, also immer dann, wenn der Strom richtig billig ist, aus Strom Gas macht. Diese Handelsgesellschaft sollte einen Dienstleistungsvertrag mit dem Stromnetzbetreiber abschließen, der sicherstellt, dass die Vertriebsgesellschaft nicht nur dann Gas erzeugt, wenn der Strom richtig billig ist, sondern auch dann, wenn das Stromnetz es braucht. Für diese netzdienliche Dienstleistung würde der Stromnetzbetreiber ein Entgelt bezahlen müssen. Und dieses Entgelt muss für den Stromnetzbetreiber günstiger sein, als sein Netz auszubauen. So wird aus dem ganzen ein Geschäftsmodell, immer vorausgesetzt die Herstellungskosten für Power-to-Gas-Anlagen kommen in den Bereich von Euro pro Kilowatt installierter Leistung. gekoppelter»netzdienlich«quelle: DVGW-Innovationsoffensive Viele Stromunternehmen gehen zurzeit den Weg von Power to Heat, nutzen also den»überschüssigen«ökostrom, um Wärme zu erzeugen. Kann Power to Gas mehr leisten? Zdrallek: Ich glaube, dass Power to Heat genauso wie Power to Gas ein Stück der Lösung sein kann. Wenn ich sowieso Wärme brauche, ist der Gedanke, aus Strom gleich Wärme zu machen, sicherlich attraktiv. Das hat

6 Interview allerdings seine Grenzen, z. B. wenn es um die Frage einer längeren Speicherung geht. Das Horrorszenario in der Stromwirtschaft sind ja immer diese Novemberwochen, in denen kein Wind weht und keine Sonne scheint, weil Flaute herrscht und es neblig ist. Diese Wochen alleine mit Wärmespeichern zu überbrücken, wird sicherlich nicht gelingen, denn ich kann Wärme für ein paar Stunden, vielleicht auch für einen oder eineinhalb Tage in diesen Mengen zwischenspeichern, aber nicht für einen längeren Zeitraum. Das heißt, für die Kurzzeitspeicherung ist das Power-to-Heat-Konzept sicherlich sehr gut geeignet, für die Langzeitspeicherung eher nicht. Hinzu kommt, dass ich natürlich eine entsprechende Wärmesenke benötige, die Wärme also auch gebraucht werden muss. Im Sommer beispielsweise würde es sich kaum lohnen, Wärme zwischenzuspeichern. Eine Langzeitspeicherung wird nur über Gas möglich sein und Langzeitspeicherung bedeutet eine Größenordnung von zwei, drei oder vier Wochen und länger. Wir haben in Deutschland Gasspeicher, die einen kompletten Lieferausfall von drei bis fünf Wochen ohne Probleme überbrücken können. Deswegen sehe ich tatsächlich Berechtigung für beide Konzepte. Power to Heat für die Kurzzeitspeicherung und Power to Gas für die Langzeitspeicherung. Brauchen wir die Langzeitspeicherung denn heute schon? Es gibt Energieexperten, die sagen, wir brauchen Energiespeicher im großen Stil erst in 10 bis 20 Jahren? Busch: Wir haben ja heute schon die Situation der Stromüberschüsse aus dezentraler Einspeisung und diese Situation wird auch in den nächsten Jahren noch vorhanden sein, denn so schnell lässt sich das Energiesystem nun mal nicht umbauen. Für mein Dafürhalten ist es dehalb sehr wichtig, dass diejenigen, die Systemverantwortung haben, an realistischen Lösungen interessiert sind. Mit der Möglichkeit, Energie im Gasnetz einzuspeichern, dringen wir weit in die Sphäre von Systemstabilität und Versorgungssicherheit ein. Zdrallek: Für die eigentliche Speicherentwicklung, insbesondere von Langzeitspeichern, haben wir meines Erachtens noch ein paar Jahre Zeit, da wir Speicher im großen Stil erst dann brauchen, wenn wir bei 50 oder 60 Prozent regenerativen Energien angekommen sind. Wenn aber die Elektrolyseure auch dafür genutzt werden sollen, den zu ersetzen, dann haben wir für die Entwicklung nicht mehr so viel Zeit. Das problem haben wir jetzt und nicht in 15 bis 20 Jahren. Was wünschen Sie sich von der neuen Bundesregierung? Zdrallek: Ich würde mir wünschen, dass das Thema der intelligenten Netze stärker gefördert wird. Wenn Sie heute in intelligente Stromnetze investieren, haben Sie keinen Vorteil gegenüber dem konventionellen Ausbau in Kupfer. Dabei machen intelligente Netz solche Konzepte wie die Kopplung von Strom- und Gasnetz erst möglich. Intelligente Netze bieten also einen Mehrwert... Für die Kurzzeitspeicherung ist das Power-to-Heat- Konzept sicherlich sehr gut geeignet, für die Langzeitspeicherung eher nicht... und sollten daher mit dem»dummen«konventionellen mindestens gleichgestellt, wenn nicht sogar protegiert werden. Busch: Ich würde mir wünschen, dass die Politik eine größere Bereitschaft zeigt, die Dinge nicht einfach nur zur Kenntnis zu nehmen, sondern versucht, zu verstehen, was wir an innovativen und vielversprechenden Ideen für die Energiewende zu bieten haben. Die Politik muss erkennen, dass die Gaswirtschaft mit ihrer Gasinfrastruktur weitreichende Möglichkeiten bietet. Weder im Koalitionsvertrag noch in den bisherigen Diskussionen kann ich jedoch entdecken, dass Gas als Rückgrat der Energiewende wahrgenommen wird. Werden Sie Ihr gemeinsames Projekt fortführen? Busch: In einem nächsten Schritt wollen wir unsere Untersuchungen auf die Hochspannungsebene, das heißt die 110-kV-Netze aufwärts, ausweiten. Dies ist ebenfalls ein interessanter Untersuchungsschwerpunkt, weil auf dieser Spannungsebene die Onshore-Windparks einspeisen. Das heißt, die Strom- und die Gaswirtschaft werden weiter einen gemeinsamen Weg gehen? Busch: Auf jeden Fall. Das vergangene Jahr hat uns gezeigt, dass wir sehr stark voneinander profitieren können, wenn die stromtechnischen Kompetenzen Gas und die gastechnischen Kompetenzen Strom in ihre Überlegungen mit einbeziehen. Wir haben wichtige Multiplikatoren gefunden, nicht nur auf der Stromseite, sondern auch im Koordinierungskreis Gas/Strom des DVGW, bei dem wir gemeinsam mit dem FNN / ETG an einem Tisch sitzen. Zdrallek: Diese Energiewende ist weder eine Stromnoch eine Gaswende, sie muss übergreifend betrachtet werden. Natürlich spielt sich im Moment sehr vieles im Strombereich ab, aber das ist definitiv zu kurz gedacht. Es müssen alle Energieträger betrachtet werden und da spielt die Power-to-Gas-Technologie eine große Rolle, aber auch Power to Heat. Ich glaube nicht, dass wir die eine große Lösung oder die zwei großen Lösungen bekommen werden, sondern wir werden ein Puzzle aus vielen kleinen Bestandteilen legen und ein ganz wichtiger Bestandteil könnte Power to Gas werden, immer in Verbindung mit intelligenten Netzen. Bisher hat jeder alleine versucht, der Politik zu erklären, wie die Energiewende eigentlich funktioniert. Jetzt rauft man sich zusammen und macht gemeinsame Dinge und das ist auch gut so! Herr Professor Zdrallek, Herr Busch, ich danke Ihnen für dieses Gespräch! Das Gespräch führte Heike Gruber. Weitere Infos zur DVGW-Innovationsoffensive auf 27