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Bioenergie

Pilotprojekt: Vollautomatisierte Biogasanlage regelt Netzlast

Das Institut für dezentrale Energietechnologien (IDE) untersucht, wie Biogasanlagen zur bedarfsgerechten Energieerzeugung genutzt werden können. Über einen Zeitraum von drei Jahren werden dafür drei verschiedene Biogasanlagentypen im Raum Hessen und Niedersachsen getestet und miteinander verglichen.

Biogasanlage
 - Biogasanlage auf dem Land
Biogasanlage auf dem Land
Foto: Hartmut910/pixelio.de

Eine Biogasanlage in Allendorf, ein Blockheizkraftwerk (BHKW) in Philippsthal und eine Bioenergieanlage in Jühnde sind die Untersuchungsobjekte. Seit Start des Forschungsprojektes im September 2013 erproben die Forscher, in wie weit sich die Anlagen bedarfsgerecht steuern lassen. Vereinfacht zusammengefasst sollen die drei Anlagen ihre Leistung steigern, sobald die Einspeisung aus Solar- und Windanlagen zurückgeht, und sie senken, wenn diese genügend Strom liefern. Insbesondere die Möglichkeit der Direktvermarktung von Strom und Wärme aus den drei Testanlagen sowie die Stabilisierung des Verteilernetzes erkundet das IDE.

Es geht um die flexible Erzeugung von Wärme und Strom

Bisher speisen Biogas-Blockheizkraftwerke üblicherweise konstant elektrische Energie ins Netz ein. Sie liefern damit Grundlast. Die auftretenden Schwankungen bei Solar- und Windenergieanlagen werden im Wesentlichen durch Pumpspeicherkraftwerke und fossile Energieträger ausgeglichen.

Biogasanlagen bieten aber Chancen, den Rückgriff auf fossile Energieträger zu reduzieren. Das Institut erprobt dafür einen optimierten Fahrplanbetrieb. Es entwickelt Algorithmen, die unter anderem die Anlagengröße und die Preise an der Strombörse berücksichtigen, ebenso die aktuelle Einspeisung aus Solar- und Windkraftanlagen. Das bedeutet: Die neuen Computerformeln sollen die Anlagensteuerung so automatisieren, dass die BHKW die erzeugte Energie in Gestalt von Wärme und Strom immer dann liefern, wenn der Netzbedarf an dieser ausgleichenden Regelenergie da ist und vor allem auch sich gute Preise erzielen lassen. Wichtige Bewertungskriterien der getesteten unterschiedlichen Flexibilisierungsansätze sind neben der Wirtschaftlichkeit der Anlagen auch Treibhausgasemissionen und regionale Wertschöpfung sowie Versorgungssicherheit und Verträglichkeit im Verteilnetz.

Verspäteter Anreiz durch das EEG

Die Einspeisung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) war bis 2012 zu jeder Zeit in gleicher Höhe vergütet worden. Die dann vor zwei Jahren eingeführte Option der Direktvermarktung soll die Betreiber von regelbaren Energieerzeugungsanlagen dazu bringen, sich am Strommarkt zu orientieren. An der Strombörse EPEX sind die Preise hoch, wenn der Strom knapp ist – und sinken bei großem Angebot und schwacher Nachfrage. In den Hochpreisphasen wird also mehr Geld verdient. War die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien bis 2012 unattraktiv, weil der Strompreis am Markt mit rund vier Cent pro Kilowattstunde (kWh) unter der Einspeisevergütung der meisten Grünstrom-Erzeuger liegt, so gewährte das EEG von 2012 eine Marktprämie. Sie gleicht die Differenz zwischen den durchschnittlichen Strompreisen und den entgangenen EEG-Erlösen aus und gewährt darüber hinaus einen Aufschlag als Anreiz. Zusätzliche Gewinne entstehen, wenn das BHKW gezielt in Hochpreiszeiten einspeist. Das wird erst durch größere BHKW möglich. Die Betreiber müssen also zunächst investieren. Das im Fermenter stetig entstehende Biogas muss in den Stillstandszeiten in einem Gasspeicher aufgefangen werden. Wenn die vom BHKW erzeugte Wärme in Stillstandszeiten benötigt wird, muss auch sie gespeichert werden.

Als Anreiz für zusätzliche Kapazitäten erhalten die Betreiber eine Flexibilitätsprämie. Die Flexibilisierung wird bisher allerdings nur zögernd angenommen. Wenn der zunehmende Wind- und Sonnenstrom aber in Zukunft zu noch stärker variierenden Residuallasten führt, wie sich der Bedarf an Ausgleichsenergie nennt, wird aber der Anreiz durch die stärker schwankenden Marktpreise wachsen.

Seite 2: Welche Möglichkeiten dabei Power-to-Gas bietet

Zwischenspeicherung von Ökostrom

Ein weiterer Schwerpunkt wird in dem Projekt auf die Zwischenspeicherung von Ökostrom gesetzt. Mit Hilfe der Power-to-Gas-Technologie wird aus überschüssigem Wind- und Solarstrom synthetisches Methan erzeugt. Dieses lässt sich ins allgemeine Erdgasnetz einspeisen und kann bei Bedarf verstromt werden.

Hintergrund: Die Forscher wollen die Biogasanlagen und ihre Energieproduktion nun in Dauerlast laufen lassen. Denn das Hoch- und Runterfahren der Fermenter gilt als nicht unproblematisch: Die Bakterienkulturen büßen an Leistungskraft ein, die Gärungsprozesse können nicht so schnell wieder in Gang gesetzt werden, wie benötigt oder gewünscht. Nicht nur aber auch deshalb hatten Biogas-Anlagenbetreiber sich bisher kaum am Regelenergiemarkt beteiligt.

Eine weitere Herausforderung besteht noch in einer effizienten Steuerung einer Einspeisung von Biowärme und Strom als Ausgleichsenergie. So betont Projektkoordinator John Sievers von dem IDE, noch sei es schwierig, die verschiedensten Aspekte zu berücksichtigen, die für eine netzstützende und zugleich wirtschaftliche Betriebsführung wichtig sind.

Gefördert wird das Projekt mit 1,6 Millionen Euro vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. Weitere Partner sind der Anlagenbauer Microbenergy der Viessmann Group, der Netzbetreiber Energienetz Mitte GmbH, der Energieversorger Eam Energieplus und das Ingenieursbüro Cube Engineering GmbH. Zusätzliche wissenschaftliche Begleitung erfolgt durch das Deutsche Biomasseforschungszentrum DBFZ im Rahmen des Förderprogramms Energetische Biomassenutzung.

(Andreas Fründt)