Mittwoch, 11. Dezember 2013

Energiewende - Aus Sonne und Wind werde Gas.

Erneuerbare Elektrizitätserzeugung - Elektrizitätsverbrauch der Kunden
Die Einspeisungen der Solarstrom- und Windstromanlagen sind wetterbestimmt. Der Elektrizitätsverbrauch dagegen verändert sich jahreszeitlich, arbeitstäglich, tageszeitlich und ist darüberhinaus wetterabhängig. Diesen Unterschied zwischen Elektrizitätseinspeisung der Erneuerbaren Erzeuger und Elektrizitätsverbrauch der Kunden sollen Speicheranlagen für elektrische Energie ausgleichen, deren Suche zur großtechnischen Anwendung seit dem ungebremsten Wachstum der verbrauchsunangepassten erneuerbaren Elektrizitätserzeuger dringend geworden ist.

Elektrizitätserzeugung - Elektrizitätsverbrauch vor 15 Jahren
Zu Zeiten des unregulierten Elektrizitätsmarktes - keine 15 Jahre her - wurden Elektrizitätserzeugung und Elektrizitätsverbrauch in einem technisch-wirtschaftlich sehr gut funktionierenden Prozess zum Vorteil aller - Kunden wie Erzeuger - mit Kraftwerken für Grundlast, Mittellast und Spitzenlast im Gleichgewicht gehalten. Zu den Spitzenlastanlagen zählten Speicherkraftwerke, wie Pumpspeicheranlagen und auch eine Luftspeicheranlage in Huntorf bei Bremen. Die Kapazität dieser Speicheranlagen beträgt einige Volllaststunden, die ausreichte, um tageszeitliche Spitzen sicher und wirtschaftlich auszugleichen.

Welche Strommengen enthalten Speicheranlagen?
Beispiel 1: Das 220-MW-Statkraft-Pumpspeicherkraftwerk Erzhausen in Niedersachsen (früher: PreussenElektra bzw. E.ON) enthält rd. 1.000 MWh (1 Mio. kWh) an elektrischer Energie, das sind ca. 4,5 Stunden bei Volllast. Diese Energie entspricht der 43-minütigen Erzeugung eines 1.400-MW-Kernkraftwerkes vom Typ Grohnde, das rund um die Uhr laufen kann.

Beispiel 2: Das 1.060-MW-Vattenfall-Pumpspeicherkraftwerk Goldisthal in Thüringen speichert rd. 8.500 MWh (8,5 Mio. kWh) elektrische Energie entsprechend 8 Volllaststunden. Goldisthal gehört zu den größten Anlagen in Deutschland.

Wie hoch ist der tägliche Stromverbrauch in Deutschland?
Deutschland verbraucht rd. 600 Mrd. kWh Strom jährlich. Der mittlere tägliche Verbrauch liegt bei 1,6 Mrd. kWh (1.600 Mio. kWh/Tag).

Wieviele Pumpspeicherwerke wären für einen durchschnittlichen Verbrauchstag erforderlich?
Für den Elektrizitätsverbrauch eines durchschnittlichen Tages wären fast 190 Pumpspeicherwerke des Typs Goldisthal erforderlich.

Wenn 190 geeignete Standorte gefunden werden würden (in Deutschland nicht möglich) und die Bevölkerung überall Juchhu rufen und nicht prozessieren würde (in Deutschland unmöglich), müsste mit Errichtungskosten von mindestens 100 Mrd. Euro kalkuliert werden, Berliner Flughafen-Effekte nicht eingerechnet.

Wenn die Speicher - in einer windstillen, sonnenarmen Winterperiode -  leer gelaufen sind, müssten sie wieder gefüllt werden, damit Energiewendeland weiter leuchten kann. Das ist aber eine weitere Geschichte, da Sonne und Wind gerade Winterurlaub machen und Kohle, Gas und Uran politisch verboten sind.

Fazit Pumpspeicherkraftwerke
Die Speicherung elektrischer Energie ist politisch leicht dahergesagt. Physik und Finanzen sprechen andere Sprachen - siehe auch Speicherproblematik bei Elektroautos, deren Reichweiten nur selten über 200 km liegen.

Was gibt es sonst noch, um verbrauchswidrig erzeugten Strom zu verwerten?
POWER-to-GAS ist das Zauberwort der Gegenwart, siehe z. B. Webseiten der DENA oder von E.ON und der Power-to-Gas-Pilotanlage in Falkenhagen.

Per Hydrolyse wird Wasserstoff erzeugt, der direkt (nur wenige Prozent sind im Erdgas zulässig) oder nach Methanisierung in das Erdgasnetz eingespeist wird.

Was sagt der Regulierer dazu, die Bundesnetzagentur?
Die Bundesnetzagentur hat Klärungsbedarf erkannt und veröffentlichte am 10.12.2013 unter dem Titel "Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan - Konsultation" das
Positionspapier zur Anwendung der Vorschriften der Einspeisung von Biogas auf die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan in Gasversorgungsnetze
mit der Bitte um Stellungnahmen.

Zum Verständnis, dass alles nicht so einfach ist, wie Angie, Horstl und Siggi uns täglich erzählen, finden Sie im Folgenden den Hintergrund  des Positionspapieres im Wortlaut der Bundesnetzagentur:
"1. Hintergrund
Die Umwandlung von Strom in Wasserstoff sowie von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid (oder auch Kohlenstoffmonoxid) in synthetisches Methan (Power-to-Gas), welche in das Gasnetz ein gespeist werden können, ist eine vielversprechende Option der Speicherung bzw. Verwendung überschüssigen Stroms. Dabei hat die Einspeisung von Wasserstoff den Vorteil, dass durch die Vermeidung einer weiteren Umwandlung des Wasserstoffes in synthetisches Methan der Wirkungsgrad höher und aufgrund des Verzichts auf eine Methanisierungsanlage die Investitions- und Betriebskosten geringer sind sowie eine Beschaffung des Kohlenstoffdioxids für die Methanisierung entfallen kann. Allerdings sind der Beimischung von Wasserstoff Grenzen gesetzt, da die Verbrauchsanlagen vieler Letztverbraucher, die Speicher sowie die Netzanlagen selbst nur eine begrenzte Menge an Wasserstoff vertragen (Tanks von Gasfahrzeugen, Gasmotoren, Porenspeicher, Gasturbinen, Messgeräte) und Anpassungsmaßnahmen sich als sehr kostenintensiv erweisen.
Um die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan zu fördern, wurden beide in die Definition des Biogasbegriffs nach § 3 Nr. 10c EnWG aufgenommen, unter der Voraussetzung, dass sie überwiegend aus erneuerbaren Energien stammen. Dies hat zur Folge, dass Teil 6 der GasNZV einschl. der §§ 19 Abs. 1 S. 3, 20a, 20b GasNEV auf die Einspeisung von erneuerbarem Wasserstoff und synthetischem Methan unmittelbar Anwendung finden (privilegierter Anschluss, privilegierte Einspeisung, Biogasbilanzierung, Wegfall Einspeiseentgelte, pauschales Entgelt für vermiedene Netzkosten, Umlage der Kosten des Netzbetreibers). Hieraus ergeben sich aufgrund der Unterschiede in der erforderlichen Anlagentechnik zur klassischen Biogaserzeugung und -aufbereitung (Elektrolyseur und Methanisierungsanlage anstatt Fermenter und Aufbereitung) und der Gasbeschaffenheit einige Auslegungsfragen, die bislang noch nicht im Bereich der Biogaseinspeisung geklärt wurden.
Bereits die ersten der Bundesnetzagentur vorliegenden Anfragen bedurften einer Einschätzung zu den maßgeblichen rechtlichen Grundsatzfragen der Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan. Um eine größtmögliche Transparenz zu wahren, soll dieses Positionspapier die grundlegenden Fragestellungen im Zusammenhang mit der Anwendbarkeit der Vorschriften zur Biogaseinspeisung auf die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan darstellen und erörtern."
 Lesen Sie das Positionspapier hier weiter.

Fazit Power-to-Gas
Das Positionspapier beschreibt nur Regulatorisches, den planwirtschaftlichen Teil des Werde-Sonne-und-Wind-zu-Gas-Projektes.

Der energiewirtschaftliche Teil ist umfangreicher, komplizierter und teuer. Mit Power-to-Gas kann Sonne- und Windelektrizität mit Umwandlungsverlusten als Gas gespeichert werden. Die Systemkosten sinken nicht. Sie werden weiter erhöht, da garantierte Einspeisevergütungen bestehen bleiben und Gas unter Berücksichtigung der Umwandlungsverluste zu entsprechend hohen Kosten in das Netz eingespeist und mit staatlichem Segen an Kunden verkauft wird. Der einzige Vorteil wäre die Verringerung von Gas-Importen, jedoch erkauft mit teurem Gas aus Power-to-Gas-anlagen.

Power-to-Gas wäre nur mittelbar als "Elektrizitätsspeicher" nutzbar, wenn Gas aus Power-to-Gas-Anlagen (in Kavernen) zwischengespeichert werden würde und bei Bedarf wieder in Elektrizität umgewandelt werden würde, wieder mit entsprechenden Umwandlungsverlusten. Dazu bräuchte man Gaskraftwerke, die als angebliche Klimakiller politisch aber verpönt sind.

Klimaretter
Über Sinnhaftigkeit und wirtschaftliche Folgen der Rettung aller Erden vor einem gewahrsagten Klimawandel per Energiewende schweigen die Erfinder. Leider schweigen die Medien mit.