Energie ist nicht überall gleichermaßen verfügbar. Der Ort der Bereitstellung bzw. Gewinnung und der schlussendlichen Nutzung von Energie ist in den meisten Fällen unterschiedlich. Der Energietransport, die Speicherung und die Verteilung von Energie spielen in immer komplexer werdenden und international vernetzten Energiesystemen eine immer wichtigere Rolle. Dies führt natürlich auch zu einer geänderten Kostenstruktur in diesen Systemen.
Die verfügbare Energie der Europäischen Union – und damit auch in Deutschland – sind in hohem Maße von Primärenergiequellen außerhalb der eigenen nationalen Grenzen abhängig. Die im Ausland verfügbare Energie muss somit zumeist als Endenergie möglichst wirtschaftlich – und damit auch ohne zu große energetische Verluste – transportiert werden. Die Europäischen Staaten verfolgen eine klare Strategie der Sicherung der Energieversorgung sowohl auf bestehenden Pfaden als auch auf neuen Wegen. Die Nordsee-Pipeline „Nord Stream“ ist ein Beispiel aus der jüngsten Vergangenheit, wo versucht wird eine möglichst direkte Verbindung zwischen Energieerzeugerland und Verbraucher herzustellen – ohne die Transferländer. Aber auch die effizientere Nutzung der verfügbaren Energie und der stetige Ausbau an Erneuerbaren Energien tragen zur Sicherung der Energieversorgung bei. Dies trifft für die Deutschen Nordsee-Windparks ebenso zu wie für Megaprojekte wie Desertec, wo man die Ressource Sonne am Äquator für Mitteleuropa nutzbar machen möchte.
Aber auch das Thema Klimawandel – mit der damit verbundenen Reduktion von Kohlendioxid – trägt zu einem Wandel im Energiemix und damit auch beim Energietransport bei.
Transport und -verteilung
Zu Beginn der Industrialisierung wurde Strom noch in ein einziges Netz eingespeist. Viele größere Industriebetriebe hatten ihre eigenen Kraftwerke. Diesen Inselnetzen folgten unsere heutigen Verbundnetze. So konnte die Stabilität des Netzes – auch bei Ausfall einzelner Kraftwerke – erhöht werden. Zudem konnten die Stromgestehungskosten optimiert werden. Bei der Übertragung von elektrischer Energie entstehen durch den Ohm’schen Widerstand Verluste entlang der Leitung. Je höher die Spannung gewählt wird, um so kleiner werden (bei gleicher Leistung) der Strom und damit die Leistungsverluste. Traditionell werden die Hochspannungsdrehstromnetze in Europa mit bis zu 380 kV betrieben. Weitere Verluste entstehen durch den Blindstrom, der notwendig ist, um die Kapazität der Leitung im Rhythmus der Wechselfrequenz umzupolen. Bei Freileitungen begrenzt dieser Effekt die Leitungslänge auf einige hundert Kilometer, bei See- und Erdkabeln liegt die Grenze wesentlich darunter, da diese Kabel höhere Kapazitäten und damit höhere Blindstromverluste haben. Moderne Leistungselektronik ermöglicht die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) mit bis zu 1 MV. Sie ist wirtschaftlich bei Freileitungslängen über 650km und bei See- und Erdkabeln, weshalb diese Technologie zunehmend bei Off-Shore Windkraftwerken eingesetzt wird. Im liberalisierten Energiemarkt sind privatwirtschaftliche Netzbetreiber für den Betrieb und Erhalt der Stromnetze zuständig. Diese müssen auch im Zuge der Systemdienstleistung dafür Sorge tragen, dass die Frequenz und Spannung im Netz gehalten werden und bei Störungen eine Wiederherstellung der Versorgung sichergestellt ist. Neben der Bereitstellung von Investitionsmitteln zum Erhalt und zum Neubau von Leitungen stellt sich die Strompreisgestehung als kompliziertes und gesetzlich geregeltes Instrumentarium dar. Neben Aufwendungen für Beschaffung und Vertrieb fallen noch Abgaben für Netzentgelte und Umlagen (wie dem EEG) und Steuern an. Auch eine Offshore-Haftungsumlage wird ab 2013 eingepreist.
Für Elektrizitätsversorger gestaltet sich die Preisfindung eines Entgelts nach formalen Vorgaben und beinhaltet neben einer Ermittlung der Kosten aus Netz- und Umspannung auch die Zuweisung der Kosten von nachgelagerten Netzebenen und einer komplizierten Gleichungsfunktion, in der ein Leistungs- und Arbeitspreis abgeleitet wird. Neben dem Stromnetz ist in Deutschland vor allem das Erdgasnetz sehr gut ausgebaut. Nach der Förderung und Aufbereitung des Erdgases wird dieses an Übergabestationen der Pipeline bzw. an Erdgasterminals in die nationale Verteilung gebracht. Neben konventionellen Pipelines nimmt der Transport durch verflüssigtes Erdgas (LNG, Liquefied Natural Gas) z.B. durch Tankschiffe stetig zu. Hier wird das Erdgas durch Abkühlung auf rund -160° C verflüssigt. Durch die Volumenabnahme auf ca. einen 600 Teil lässt es sich in großen Mengen transportieren. Im Gegensatz dazu spricht man bei Pipelinetransporten von komprimiertem oder verdichtetem Erdgas (CNG, Compressed Natural Gas). Erdgasnetze sind im Gegensatz zu Stromnetzen meist nicht weitläufig mit einander verknüpft. Nur regional gibt es Verknüpfungen. Diese werden in virtuellen Handelspunkten zusammengefasst.
Aus Zugangsmöglichkeiten und der Buchung von Kapazitäten können Entgelte errechnet werden, die zur Preisbildung beitragen. Durch Einspeiseverträge sind die Netzbetreiber verpflichtet die verkaufte Menge dem Verbraucher bereitzustellen. Als größte Kostenpositionen für Neubauten stehen die Verlegungskosten und die Kosten für Gasdruckregelanlagen. Verlegungskosten für Rohrnetze im innerstädtischen Bereich schlagen mit ca. 250 Euro je m Leitung zu Buche. Ein Großteil der Kosten (>90 %) fällt dabei auf die Tiefbauarbeiten und die Oberflächenwiederherstellung. Gasdruckregelanlagen liegen im Investitionsbereich zwischen 100.000 und 200.000 Euro. Diese erfüllen eine ähnliche Aufgabe wie die Transformatoren der Stromnetze als Bindeglied zwischen den Netzebenen. Vor allem in städtischen Gebieten ist die Wärmeversorgung durch Fernwärmenetze weit verbreitet. Ausgehend von einer zentralen Erzeugungsanlage – etwa einem Heizkraftwerk – werden über Pumpstationen das Fernwärmenetz und damit die lokalen Hausanschlüsse und Hausverteilungen bedient. Vorteilhaft ist hierbei die effiziente Wärmebereitstellung in Großanlagen durch energieeffiziente Kraft-Wärme-Kopplung. Meist ist der Wärmeträger in den Leitungen Heizwasser. Dieses Wasser wird in Vor- und Rücklaufleitungen zum Verbraucher transportiert. Die Temperatur im Vorlauf liegt zwischen 70°C und 130°C und die im Rücklauf zwischen 50°c und 70° C. Die Leitungen bestehen heute aus erdverlegten Kunststoffmantelrohren. Die Verlegungskosten je m in Abhängigkeit des Nenndurchmessers und des Geländes liegen zwischen 200 Euro und 2.500 Euro. Dabei liegen die Kosten bei großen Durchmessern und befestigtem Gelände höher. Die Investitionskosten der Hausanschlüsse liegen je Aufwand bei ca. 10.000 Euro für größere Wohngebäude. Somit können sich – bezogen auf die Nutzwärme – Verteilungskosten von rund 20-25 Euro je MWh Fernwärme ergeben.
Speicherung
Neben dem Transport von Energie fällt vor allem der Speicherung eine Schlüsselposition zu. Da neben dem Ort der Energiebereitstellung oft auch der Zeitpunkt der Energienutzung abweicht, spielen Speichersysteme eine zentrale Rolle in der modernen Energieversorgung. Die Verfügbarkeit von bezahlbaren Speichersystemen ist eine der Schlüsselfragen der weiteren Entwicklung von Erneuerbaren Energien. Die Realisierbarkeit zum benötigten Zeitpunkt, die Regelfähigkeit und die Wirtschaftlichkeit sind die Eckpunkte in der Planung neuer Speichersysteme. Gerade der Ausbau der Windenergie in Deutschland wird sicher maßgeblich mit der wirtschaftlichen Kombination von Speichersystemen beeinflusst werden. Zwar bieten auch sog. Regelkraftwerke eine gewisse Flexibilität um die üblichen Schwankungen im Lastgang auszugleichen. Jedoch bieten Speichersystem oft wirtschaftlichere – und umweltfreundlichere Alternativen. Die konventionellen Pumpspeicher von Wasserkraftwerken sind erprobt, jedoch in den Ausbaumöglichkeiten in Deutschland beschränkt. Der Wirkungsgrad liegt bei > 80% (ohne Übertragungsverluste). Die Kosten je kW Leistungsabgabe liegen bei ca. 350 Euro. Die Startzeit ist niedrig. Bis 100 % der Einspeiseleistung erreicht sind, vergehen nur 1 bis 2 Minuten. In Hinblick auf die Kapazität in kWh kann mit Kosten von ca. 100 Euro / kWh gerechnet werden. Druckluftspeicher nutzen oft existierende Kavernen oder Hohlräume aus dem Untertagebau. Als mögliche Standorte in Deutschland kommen beispielsweise Salz-Kavernen in Frage. Der Wirkungsgrad liegt hier bei ca. 70 %. Die Kosten je kW Leistungsabgabe liegen bei rund 500 Euro. Die Kosten der Kapazität bei < 15 Euro. Die Startzeit liegt in einem ähnlichen Bereich wie die der Pumpspeicher von rund 1 Minute. Immer wieder wird auch die Möglichkeit diskutiert, vor allem anfallende elektrische Energie in Form von Wasserstoff zu speichern. Dabei würde Strom dazu genutzt über chemische Verfahren Wasserstoff herzustellen und lokal zu speichern. Dieser könnte sowohl vor Ort wieder in Strom umgewandelt werden, als auch als Ausgangspunkt für den weiteren Transport genutzt werden. Der Wirkungsgrad der Umwandlung im Speicher liegt jedoch nur bei rund 40%. Die Kosten je kW Leistung liegen immer noch bei über 1.000 Euro je kW. Die Startzeit bis zur vollen Leistungsabgabe – beispielsweise in einem Gas- und Dampfkraftwerk – liegt bei rund 15 Minuten. Im Gegensatz zum deutlich geringeren Wirkungsgrad ist natürlich die sehr hohe Kapazität möglicher Standorte und Systeme anzumerken, die bei Druckluftspeichern und Pumpspeichern in Deutschland sehr beschränkt ist.
Dieser Artikel von Wolfgang Berger ist im VDI-Magazin Technik in Bayern Ausgabe 2/2013 erschienen.
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