Bei der Pufferung volatiler erneuerbarer Energien sind die Möglichkeiten klassischer Speicher (Pumpspeicherwerke, Batterien) eng begrenzt. Ziel der Sektorkopplung ist es, aus der Stromwende tatsächlich eine Energiewende zu machen, indem der Elektrizitätssektor enger mit anderen (Energie-) Sektoren gekoppelt wird. In der neuen Studie "Stadtwerke im Zeitalter der Sektorkopplung" der Siemens AG stehen drei Anwendungen im Mittelpunkt: Power-to-heat (PtH) oder auch Power-to-Cold (PtC), wo aufgrund thermischer Trägheiten und vorhandener Wärmespeicher eine relativ große Flexibilität für Lastverschiebungen und funktionale Speicherung (in Form der Nutzenergie Wärme) besteht; Power-to-Gas (PtG), wo dank existierender Speicherkapazitäten im Gasnetz theoretisch eine enorme Speicherkapazität für Gas gegeben ist; und Power-to-Mobility (PtM), also das gesteuerte Laden großer Elektromobilitätsflotten.
In Dänemark sichern Power-to-Heat-Anlagen schon heute einen erheblichen Teil der Fernwärmeversorgung (Power-to-District-Heat) und substituieren damit fossil erzeugte Wärme. In Deutschland wurde in den vergangenen zwei bis drei Jahren zwar eine Vielzahl von PtH-Anlagen in Betrieb genommen. Allerdings wurden die Anlagen dabei in Form von system-dienlichen Leistungen am Regelenergiemarkt vermarktet. Seitdem in den vergangenen Jahren Erlöspotenziale durch den Verfall der Regelenergiepreise eingebrochen sind, stellt sich die Frage nach neuen Geschäftsmodellen.
Investments in PtH-Systeme zur Ergänzung von KWK-Anlagen nicht gerechtfertigt
Ziel sollte es sein, die Entwicklung marktdienlich orientierter Wärmeerzeugung aus PtH voranzutreiben, schreiben die Autoren. Power-to-District-Heat müsse sich dabei allerdings in ein Wärmeerzeugungs-Regime aus KWK-Anlagen und Gaskesseln einordnen. KWK-Anlagen, deren profitable Betriebsweise bei zu niedrigen und negativen Strombörsenpreisen gefährdet ist, könnten Gaskessel oder PtH-Anlagen verwenden, um Wärmeerzeugung zu substituieren. Gehe man von einem konventionellen Gaspreis von 20 EUR/MWh für Großabnehmer aus, so betragen die variablen Wärmegestehungskosten in einem Gaskessel mit 95-prozentigem Wirkungsgrad in etwa 21 EUR/MWh.
Für den Netzstrombezug durch PtH-Anlagen fallen zurzeit Abgaben, Umlagen, Netzentgelte und Stromsteuern in voller Höhe an, die in der Summe in der Größenordnung von 100 EUR/MWh einzuordnen sind. Daraus lasse sich schließen, dass die variablen Wärmegestehungskosten aus PtH-Anlagen nur bei Stromgroßhandelspreisen von rund 80 EUR/MWh unter denen eines Gaskessels liegen. Mit Blick auf die Börsenpreise der vergangenen Jahre wäre der Einsatz von PtH anhand der variablen Wärmegestehungskosten nur in einigen wenigen Stunden im Jahr wirtschaftlich sinnvoll - Neuinvestitionen in PtH-Systeme zur Ergänzung von KWK-Anlagen also nicht gerechtfertigt.
Perspektive für industrielle PtH-Anwendungen aussichtsreicher
Die Perspektive für industrielle Power-to-Heat-Anwendungen sehen die Autoren schon aussichtsreicher. Im Industriebereich komme PtH als Substitution anderweitiger Wärmequellen, insbesondere auch zur Prozesswärmegewinnung auf hohem Temperaturniveau in Frage. Hierbei liege einer der Vorteile darin, dass Wärmerzeugung von sonst wärmegeführten KWK-Anlagen durch PtH-Anlagen flexibilisiert und dadurch zu Stunden mit niedrigen oder negativen Strompreisen Wärme durch PtH erzeugt werden könne.
Das Greifen von Ausnahmetatbeständen zugunsten stromkostenintensiver Unternehmen, die die Abgaben- und Umlagenlast reduzieren, könnte durch PtH Einsparungen der variablen Wärmekosten zur Substitution von Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen führen. Kommt es durch den Ausbau Erneuerbarer zu weiteren Preisflauten am strombörslichen Handel, ergäben sich attraktive Einsparpotenziale für Industriekunden. Für Stadtwerke würden sich hier mögliche Geschäftsmodelle im Bereich des Einspar-Contractings eröffnen.
Weiterhin hohe Umlagen und Abgaben
Auch die Erzeugung von Gas zur Einspeisung oder Zwischenspeicherung in einer Erdgasinfrastruktur unterliegt ähnlichen Hemmnissen wie der marktdienliche Einsatz von Power-to-Heat. Aus Sicht der Energieversorger biete Power-to-Gas bisher keine wirtschaftlich Alternative, um Wasserstoff bzw. Methan durch PtG zu erzeugen, um damit Erdgas zu substituieren. Die Rechnung der Verfasser der Studie: Betrachtet man allein die variablen Kosten der Gaserzeugung aus Strom und legt der Betrachtung ein Erdgaspreisniveau von 20 EUR/MWh (für Großabnehmer) zugrunde, wird die Kosten-Obergrenze zur Wettbewerbsfähigkeit über den Wirkungsgrad der Prozesskette festgelegt: Für die Elektrolyse ergeben sich bei einem 75-prozentigen Wirkungsgrad 15 EUR/MWh und durch anschließende Methanisierung mit 65-prozentigem Gesamtwirkungsgrad 13 EUR/MWh.
Auch wenn der Strombezug für PtG-Anlagen von der Stromsteuer und den Netzentgelten befreit werden kann, fallen bei Fremdbezug weiterhin Umlagen und Abgaben in der Größenordnung von über 80 EUR/MWh an. Daraus folgt, dass negative Strompreise von unterhalb minus 65 Euro/MWh bzw. minus 67 Euro/MWh erforderlich wären, um PtG profitabel betreiben zu können. Negative Börsenstrompreise in dieser Größenordnung treten zurzeit nur in wenigen Stunden des Jahres auf. Zieht man zudem die Kapitalkosten von PtG-Anlagen in Betracht, die angesichts der vergleichsweise hohen Investitionen nicht zu vernachlässigen sind, bleibt fraglich, ob sich die Erzeugung von Gas (H2/CH4) zur Einspeisung ins Gasnetz in den kommenden Jahren rentabel darstellen lässt, resümieren die Experten.
Piloteinsatz PtG durch "Motivation Daseinsvorsorge"
Dennoch fragen Stadtwerke gezielt PtG-Systeme mit dem Zweck der energetischen Nutzung (Speicherung und Rückverstromung) nach. Der Grund habe sich in persönlichen Gesprächen mit den zuständigen Entscheidungsträgern ergeben, schreiben die Studien-Autoren. Die fragliche Wirtschaftlichkeit ist demnach bekannt, aber die Motivation zum Pilot-Einsatz der PtG-Technologie erwachse aus einem Verständnis kommunaler Daseinsvorsorge heraus, die Sicherheiten und autarke Versorgungsoptionen für den Krisenfall schaffen wolle.
Als wesentlich aussichtsreicher - auch kurzfristig - wird sich dagegen der Einsatz von PtG-Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff darstellen, der stofflich verwertet wird. Die höchste Reinheit des elektrolytisch erzeugten Wasserstoffes (im Gegensatz zu Reformergasen) in der industriellen oder chemischen Verwendung ermöglicht den kostendeckenden Betrieb von PtG-Anlagen auch schon zu höheren Strompreisen. Die Gestaltung passender variabler Stromtarife würde Stadtwerken dabei gleichzeitig die Möglichkeit einer langfristigen Kundenbindung geben.
Reform der Netzentgelte notwendig
Mit Blick auf ihre Fähigkeit, Lasten der Nachfrage entsprechend verschieben zu können, bringen die Studienautoren Wärmepumpensysteme und die Power-to-Cold-Technologe ins Spiel. Das Flexibilitätspotenzial beider Technologien werde bisher nicht ausgereizt. Im Bereich PtC wird speziell der gewerblichen Kälteerzeugung Potenzial zugesprochen. So böten insbesondere der Einzelhandel in Form von Kühlhäusern und Gefriertruhen in Supermärkten großes Potenzial zur Lastverschiebung. Der Haken: Die Aktivierung dieses Potenzials wird durch den regulatorischen Rahmen gehemmt (§§ 17 und 19 StromNEV).
Auch quartalsweise zeitlich festgelegte Höchstlastfenster, welche die Grundlage für die Berechnung des Netzentgelts bei atypischer Netznutzung bilden, behindern die Geschäftsmodelle. Damit eine größere Flexibilisierung ermöglicht werde, müssten die §§ 17 und 19 StromNEV in an die Anforderungen von Sektorkopplung angepasst werden. Die Große Koalition hat zumindest den Handlungsbedarf erkannt und will eine Reform der Netzentgelte anstoßen. Im Kern sollen künftig die Kosten verursachergerecht und unter angemessener Berücksichtigung der Netzdienlichkeit verteilt werden.
Leasing-Modelle für Wärmepumpen
Nach dem Grundsatz „Efficiency first“ werden Wärmepumpen einen wesentlichen Beitrag dazu leisten, den Wärmesektor zu elektrifizieren, sind sich die Studienautoren sicher. Es ist sei abzusehen, dass ein großer Anteil der Wärmepumpen-Anwendung im SLP-Kundensegment anzusiedeln bleibt. Denkbar sei es deshalb, international schon erprobte Leasing-Modelle für gesteuerte Heizgeräte auf Wärmepumpensysteme in Deutschland zu übertragen.
Hierzu könnten Stadtwerke ihren Kunden "Rundum-Sorglos-Pakete" für die Wärmebereitung durch Wärmepumpen in Neubauten oder auch bei der Heizungssanierung von Bestandsgebäuden anbieten. Besonderes Potenzial ergebe sich dabei zurzeit für Stadtwerke, denen gleichzeitig die Rolle des Netzbetreibers und Lieferanten zukomme. Denn in seiner Rolle als Netzbetreiber könne das Stadtwerk schon heute problemlos auf steuerbare Verbrauchseinrichtungen zugreifen. Die angebotenen Wärmepumpen weisen die nötige Kommunikationstechnik auf und sind dadurch in der Lage, Verbrauchsdaten in Echtzeit zu übermitteln, wodurch marktdienliches Verhalten der Wärmepumpen in Echtzeit in das Bilanzkreismanagement eingebunden werden kann. "Dem Kunden wird der Mehrwert geboten, flexible Tarife zu erhalten, die zu geringeren Heizkosten führen können", heißt es.
Marktorientiertes E-Laden hat Potenzial
Energieversorger sind nach wie vor stark "von der Logik des Commodity-Vertriebs geprägt", heißt es in der Studie. Dabei könnten sich aus neuen, sogenannten „High-Involvement-Produkten“ attraktive Vertriebschancen ergeben. Anwendungen der Sektorkopplung, etwa im Bereich der Elektromobilität, könnten Ansatzpunkte für neue Arten von Kundenmehrwert bieten. Marktorientiertes Laden im Bereich der Elektromobilität würde ein enormes Potenzial zur Lastflexibilisierung schaffen. Die Anforderungen an die Systemintegration im Bereich E-Mobilität seien allerdings hoch. Vor allem müsse auch dem Kunden ein Nutzen geboten werden, um das gewaltige Lastverschiebepotenzial aktivieren zu können. Weiterhin werfe die Handhabung des Standardlastprofils beim Laden von Elektrofahrzeugen besonders im häuslichen Sektor - wie bei der Wärmepumpe auch - Probleme auf. Das Standardlastprofil würde unter der Verwendung der heutigen Form bei einer großflächigen marktdienlichen Handlungsweise zu Bilanzierungsproblemen auf Bilanzkreisebene führen.
Die Integration von Power-to-Mobility könne nur durch ein Mitwirken der Autobesitzer gelingen. Dies setze voraus, dass die Besitzer von Elektroautos diese auch marktdienlich laden. Bisher würden Preissignale der Börse nicht an E-Mobilbesitzer weitergegeben. Die Lösung: Ein Konzept, das als "Ampel-Laden" bezeichnet wird. Der Besitzer des Elektrofahrzeugs soll Einfluss auf den Strompreis bekommen, den er beim Laden zahlt. Durch Ampel-Ladesäulen hat der Kunde die Möglichkeit, den Ladevorgang an Börsensignale anzupassen, wenn das Auto über Nacht oder tagsüber während der Arbeit über längere Zeit geparkt ist. Die Ladesäule zeigt zu diesem Zweck zwei Tarife an: einen Flexi-Tarif und einen Standardtarif. Der Flexi-Tarif ist dabei der günstigere Tarif und ermöglicht es dem Ladesäulenbetreiber, die Flexibilität des E-Fahrzeugs bei der Strombeschaffung zu nutzen. Es wird dann geladen, wenn der Börsenpreis für den Strom gering ist. Der Standardtarif hingegen ist höher und priorisiert das sofortige Laden des E-Mobils.
Erweiterter Begriff der Sektorkopplung
Durch diese Ampel-Logik könne der E-Mobil-Besitzer erstmals auch im Bereich der Elektromobilität Einfluss auf den Preis seiner "Tankladung" nehmen. Ampelladen würde somit eine Vorreiterposition bei der Integration von E-Mobilität in den Strommarkt einnehmen. Auf Seiten des Ladesäulenbetreibers ergebe sich dadurch die Möglichkeit, über die Flexibilitäten der Elektrofahrzeuge zu verfügen und diese durch geschickten Handel gewinnbringend zu vermarkten. Stadtwerke, welche die Rolle des Ladesäulenbetreibers mit dem des Stromlieferanten vereinen können, wären in einer Position, solche Konzepte in das Portfolio für Energiedienstleistungen zu integrieren.
Der Ausblick auf weitere mögliche Komfortdienstleistungen wirft die Frage nach einem erweiterten Begriff der Sektorkopplung auf, resümieren die Autoren der Studie. Denn die Diskussion um die Sektorkopplung umfasse gewöhnlich die genannten Themen PtH, PtC, PtG und E-Mobilität, manchmal auch Fragen der Prozesssteuerung ("Power-to-Value") und anderer energetischer Kopplungen (z. B. Wärme-Kälte-Kopplung). In jedem Fall aber beschränke sich der Begriff der Sektorkopplung auf energietechnische Anwendungen. Aus Sicht der Stadtwerke als "kommunaler Sektorkopplungs-Manager" könne es strategische Alleinstellungsmerkmale schaffen, den Begriff vor dem Hintergrund des kommunalen Querverbundes zu erweitern.
Gebäudetechnik und Gesundheitswesen im Blick
Die Idee: Warum sollten nicht auch Sektoren wie die Informations- und Kommunikationstechnik (Stichworte: sichere IKT-Dienste, Big Data, Internet of Things), Gebäudetechnik (z. B. Smart Home und neue Konzepte für "Mehr-Generationen-Häuser"), Finanzwesen (etwa auf Basis der Blockchain-Technologie) oder Gesundheitswesen (Stichworte: Ambient Assisted Living, Telemedizin, Integrierte Versorgung) Teil eines erweiterten Verständnisses von Sektorkopplung werden? Diese Fragen seien höchst relevant, da sie enge Verbindungen zwischen den Fähigkeiten und Stärken von Stadtwerken (Kundennähe, Vertrauensbonus, kommunaler Versorgungsauftrag), ihrem bisherigen Kerngeschäft in der Energieversorgung sowie neuen Kundenbedürfnissen herstellten. Eine solche "Sektorkopplung 2. Ordnung" biete Potenzial für neue Geschäftsmodelle, die Stadtwerke maßgeblich prägen könnten. Diese Innovationen erforderten allerdings einen Anpassungsbedarf von Regulierung und Gesetzgebung. (hil)
