Hannover baut Power-to-Heat massiv aus, bis zu 176 MW sind geplant

Bau der neuen Power-to-Heat-Anlage in Hannover.

Foto: enercity/Carlo Kallen

Mehr Power-to-Heat für Hannover: Enercity erweitert sein Fernwärmesystem in der niedersächsischen Landeshauptstadt um zusätzliche Elektroheizkessel. Die Power-to-Heat-Anlagen sollen Stromüberschüsse aufnehmen, kurzfristig zusätzliche Wärmeleistung bereitstellen und so zur Entlastung des Stromsystems beitragen.

Mit dem wachsenden Anteil von Wind- und Solarenergie steigen die Anforderungen an die Flexibilität des Energiesystems. Erzeugung und Verbrauch fallen nicht immer zeitlich und räumlich zusammen. Bei einem hohen Stromangebot können die Börsenpreise stark sinken oder negativ werden. Das bedeutet allerdings nicht automatisch, dass an jedem Ort freie Netzkapazitäten vorhanden sind: Der einheitliche deutsche Großhandelspreis bildet lokale Leitungsengpässe nicht ab. Eine Anlage kann daher marktseitig ein Signal zum Hochfahren erhalten, obwohl zusätzlicher Verbrauch am konkreten Netzanschlusspunkt unerwünscht wäre.

Power-to-Heat-Leistung steigt auf 76 MW

In Hannover will Enercity solche Situationen verstärkt für die Fernwärmeerzeugung nutzen. Am Standort Herrenhausen entsteht ein neuer Elektroheizkessel mit 50 MW Leistung. Zudem soll die dort seit 2020 betriebene Anlage von 20 MW auf 26 MW erweitert werden. Damit stehen in Herrenhausen künftig insgesamt 76 MW flexibel einsetzbare Leistung zur Verfügung. Eine weitere Power-to-Heat-Anlage mit 100 MW ist nach Angaben des Unternehmens für den Stadtteil Roderbruch vorgesehen.

Strom fließt direkt durch das Kesselwasser

Technisch handelt es sich um Elektrodenkessel. Mehrere Elektroden werden mit Wechselspannung versorgt und stehen mit dem Wasser im Kessel in Kontakt. Aufgrund der elektrischen Leitfähigkeit der im Wasser gelösten Mineralien fließt Strom zwischen den Elektroden. Der elektrische Widerstand erzeugt unmittelbar Wärme. Über einen Wärmetauscher wird diese anschließend an den geschlossenen Fernwärmekreislauf übertragen. Die Wasserqualität und Leitfähigkeit im Elektrodenkessel müssen dabei präzise geregelt werden, da sie die Stromaufnahme und damit die Kesselleistung bestimmen. Das Fernwärmewasser selbst ist aufbereitet, unter anderem um Korrosion im Rohrnetz zu vermeiden.

Elektrodenkessel erreichen bezogen auf die eingesetzte elektrische Energie einen Wirkungsgrad von annähernd 100 %. Anders als eine Wärmepumpe vervielfachen sie die eingesetzte Strommenge jedoch nicht: Aus 1 kWh Strom entsteht ungefähr 1 kWh Wärme. Großwärmepumpen können dagegen – abhängig von Wärmequelle und erforderlicher Vorlauftemperatur – aus 1 kWh Strom mehrere Kilowattstunden Nutzwärme bereitstellen. Elektrodenkessel punkten dafür mit vergleichsweise einfacher Technik, hoher Leistungsdichte und kurzen Anfahrzeiten. Laut Enercity können die Anlagen innerhalb weniger Minuten aus dem Stillstand auf Volllast hochfahren.

Damit eignen sie sich vor allem für zeitlich begrenzte Einsätze: bei sehr niedrigen Strompreisen, zur Aufnahme andernfalls abgeregelter Erzeugung, als flexible Last für das Stromsystem oder als zusätzliche Wärmequelle an besonders kalten Tagen. Für einen kontinuierlichen Betrieb sind Wärmepumpen aufgrund ihrer höheren Stromeffizienz in der Regel besser geeignet.

Klimawirkung hängt von der Einsatzzeit ab

Der hohe Kesselwirkungsgrad allein sagt noch nichts über die CO₂-Bilanz aus. Entscheidend ist, welcher Strom durch das Zuschalten der Anlage zusätzlich erzeugt oder andernfalls abgeregelt worden wäre. Besonders klimafreundlich arbeitet Power-to-Heat, wenn tatsächlich erneuerbarer Strom genutzt wird, der wegen fehlender Nachfrage oder eines Netzengpasses nicht eingesetzt werden könnte, und die Wärme fossile Erzeugung ersetzt.

Wird der Elektrodenkessel dagegen in Stunden mit einem hohen Anteil fossiler Stromerzeugung betrieben, kann die indirekte CO₂-Belastung höher ausfallen. Die ökologische und wirtschaftliche Optimierung muss deshalb Strompreise, Erzeugungsprognosen, Emissionssignale, den Zustand des Netzes, den Füllstand des Wärmespeichers und den erwarteten Wärmebedarf gemeinsam berücksichtigen.

„Wir sehen im Energiesystem immer häufiger Situationen, in denen sehr viel erneuerbarer Strom im Netz ist – bis hin zu negativen Preisen. Gleichzeitig fehlt es an flexiblen Lösungen, diesen Strom sinnvoll einzusetzen“, sagt Carsten Heckmann, Enercity-Bereichsleiter Fernwärme und Wasser. Überschüssiger Strom solle gezielt nutzbar gemacht und der Strom- mit dem Wärmemarkt verbunden werden.

Flexible Lasten können Netzausbau ergänzen

Die Bedeutung steuerbarer Verbraucher für den Netzbetrieb unterstreicht ein Whitepaper der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE). Darin wird Power-to-Heat den großskaligen Flexibilitätsoptionen zugerechnet. Ein netzorientierter Einsatz flexibler Lasten kann nach Einschätzung der FfE den erforderlichen Netzausbau reduzieren oder zeitlich aufschieben. Er ersetzt ihn jedoch nicht: Neue Erzeuger und Verbraucher erfordern weiterhin zusätzliche Transport- und Anschlusskapazitäten. Flexible Anlagen können vor allem helfen, seltene Lastspitzen zu vermeiden und die vorhandene Infrastruktur besser auszulasten.

Entscheidend sind die räumliche und zeitliche Steuerung. Neben Börsenpreisen werden dafür Informationen über die tatsächliche Netzauslastung benötigt. Als mögliche Instrumente diskutiert die FfE unter anderem zeitvariable Netzentgelte, direkte Steuerung sowie lokale Flexibilitätsmärkte. Bei solchen Märkten übermitteln Anlagenbetreiber neben Preis und verfügbarer Leistung auch den Standort ihrer Anlage. Der Netzbetreiber könnte dadurch gezielt jene Lasten aktivieren, die einen konkreten lokalen Engpass entschärfen.

Für große Elektrodenkessel kommen darüber hinaus Fahrpläne, bilaterale Vereinbarungen mit Netzbetreibern und die Teilnahme an Regelenergie- oder Engpassmanagementmechanismen infrage. Eine rein preisorientierte Fahrweise reicht für Netzdienlichkeit nicht aus.

Wärmespeicher erweitert das Zeitfenster

In Herrenhausen ist die Kombination aus Elektroheizkessel und Wärmespeicher bereits erprobt. Die bestehende Anlage kann das rund 98 °C warme Speicherwasser auf die im Winter benötigte Vorlauftemperatur von bis zu 120 °C anheben; der Elektrodenkessel selbst erreicht nach Unternehmensangaben Betriebstemperaturen von bis zu 155 °C.

Der Speicher entkoppelt den Zeitpunkt der Stromaufnahme vom Zeitpunkt des Wärmeverbrauchs. Der Kessel kann beispielsweise während einiger Stunden mit hohem Windstromangebot arbeiten, obwohl die erzeugte Wärme erst am Morgen oder während einer späteren Verbrauchsspitze benötigt wird. Wie lange diese Verschiebung möglich ist, hängt vom Speichervolumen, der nutzbaren Temperaturspreizung, Wärmeverlusten und dem aktuellen Wärmebedarf ab. Auch das Fernwärmenetz selbst besitzt aufgrund des darin zirkulierenden Wassers eine begrenzte thermische Speicherfähigkeit.

Power-to-Heat ist damit nicht als dauerhaft laufende Grundlasttechnologie vorgesehen. Die Anlagen sollen gezielt auf Markt-, Netz- und Wärmesituationen reagieren. Bei hoher Wärmenachfrage können sie kurzfristig zusätzliche Leistung bereitstellen und andere Erzeuger entlasten. Bei hohem erneuerbarem Stromangebot können sie Wärme vorproduzieren und fossile Brennstoffe einsparen.

Teil eines breiteren Erzeugungsportfolios

Der Ausbau der Power-to-Heat ist Teil der Dekarbonisierung der Fernwärmeerzeugung in Hannover. Enercity will den zweiten Kohleblock bis Ende 2027 ersetzen. Ergänzend zu Power-to-Heat setzt das Unternehmen unter anderem auf Großwärmepumpen, die Umweltwärme aus Fluss- und Klärwerkswasser nutzen, sowie auf eine erweiterte Nutzung von Abfallwärme.
Die Technologien erfüllen dabei unterschiedliche Aufgaben: Wärmepumpen liefern stromeffizient größere Wärmemengen, Elektrodenkessel reagieren schnell und decken zeitlich begrenzte Überschuss- oder Spitzenlastsituationen ab, während Wärmespeicher die Erzeugung zeitlich verschieben. Das abgestimmte Zusammenspiel soll das Fernwärmesystem flexibel machen.