Power-to-Heat

Power-to-Heat ist eine Power-to-X-Technologie, die im Zuge der laufenden Transformation der Energieversorgungsstrukturen im Rahmen von Energiemarktliberalisierung und der Energiewende durch Sektorenkopplung eine bessere Integration von Erneuerbaren Energien in ein Intelligentes Stromnetz ermöglichen sollen. Steht bei starker Einspeisung variabler regenerativer Energien (insbesondere Windenergie und Photovoltaik) einer hohen Stromproduktion nur eine geringe Stromnachfrage gegenüber, soll mittels Power-to-Heat-Anlagen aus elektrischem Strom Wärme gewonnen werden. Dadurch sollen Abregelungen von regenerativen Erzeugern vermieden bzw. reduziert werden. Die auf diese Weise gewonnene Wärme kann zum Beispiel für Heizungsanlagen und Warmwasserbereitung verwendet werden und ersetzt dort durch Virtuelle Energiespeicherung wiederum fossile Energieträger wie Erdgas und Erdöl. Auf diese Weise kommt es zu einer Brennstoffeinsparung an fossilen Energieträgern und damit ebenfalls zu einer Einsparung von Treibhausgas- und Schadstoffemissionen.^[5]

Die Wärme kann auf direktem Weg mittels Widerstands-Heisswasserkessel und/oder in Elektroden-Heisswasserkesseln erzeugt werden. Diese Anwendung findet ihren Einsatz z. B. in Fernwärmenetzen für die Versorgung von Heizungsanlagen und Warmwasserbereitung oder zur Speisung von Fernwärmespeichern. Ebenfalls möglich ist ein Einsatz von Wärmepumpen an Stelle der direkten Wärmeerzeugung aus Strom. Wärmepumpen weisen gegenüber Heizstäben und Elektrodenkesseln eine höhere Energieeffizienz auf, sodass für die gleiche Heizenergie weniger Strom benötigt wird. Die auf diese Weise eingesparte elektrische Energie steht somit für weitere Zwecke zur Verfügung.^[6] Sowohl Elektrodenkessel als auch Wärmepumpen sind ausgereifte Technologien, die am Markt zur Verfügung stehen. Allerdings unterscheiden sich die Einsatzprofile deutlich: Während Elektrodenkessel besonders flexibel betrieben werden können, sind Wärmepumpen eher als Grundlasttechnologie geeignet, da sie hohe Investitionskosten, aber niedrige Betriebskosten haben.^[7]

PtH in Form von Heizstäben bzw. Elektrodenkesseln ist eine Technik mit niedrigen Investitionskosten (100 €/kW) und eignet sich daher sehr gut für die Aufnahme hoher Leistungsspitzen, die nur selten im Jahr auftreten. Das Potential für PtH-Anlagen ist sehr groß: Theoretisch sind in Deutschland 200 GW im Winter und 50 GW im Sommer realisierbar. In der Praxis sollten hingegen klassische PtH-Anlagen, die auf dem Widerstandsprinzip basieren, nur als Ergänzung zu den deutlich effizienteren Wärmepumpenheizungen eingesetzt werden.^[8]

Energiewirtschaftlich sinnvoll ist der Einsatz von Power-to-Heat-Anlagen nur bei Verfügbarkeit von Strom aus regenerativen Quellen, der andernfalls abgeregelt werden müsste, da elektrischer Strom gegenüber Wärmeenergie eine qualitativ deutlich höherwertige Energieform darstellt und deshalb üblicherweise einen weitaus höheren Wert hat. Finanziell lohnt sich die Umwandlung in Wärme deshalb nur bei sehr niedrigen Börsenstrompreisen. Darüber hinaus ist die Wärmeproduktion aus Strom aus ökologischen Gründen immer dann kontraproduktiv, wenn zugleich noch fossile Kraftwerke Strom liefern, da die Verstromung in einem Kraftwerk (mit anschließender Wärmegewinnung aus der elektrischen Energie) einen viel geringeren Wirkungsgrad aufweist als die direkte Wärmeerzeugung mittels fossiler Energieträger. Wird hingegen aus (nahezu emissionsfreiem) Wind- oder Solarstrom Wärme gewonnen und damit im Gegenzug die Verbrennung fossiler Energieträger vermieden, ergibt sich eine Emissionsminderung.^[5]

Daneben kann der verstärkte Einsatz von Power-to-Heat günstig negative Regelleistung bereitstellen und somit den Bedarf an fossilen Must-Run-Kapazitäten ersetzen. Diese Must-Run-Kapazitäten ergeben sich aus der bisher von konventionellen Kraftwerken übernommenen Funktion, notwendige Systemdienstleistungen und negative Regelleistung bereitzustellen und hängen unter anderem von der im Stromnetz bereitzustellenden Regelleistung sowie der technisch fahrbaren Minimalleistung eines konventionellen Kraftwerkes ab. Soll beispielsweise ein Kraftwerk mit 500 MW Nennleistung und 40 % technisch fahrbarer Minimallast 50 MW negative Regelleistung bereitstellen, dann ergibt sich eine Must-Run-Kapazität von mindestens 250 MW. Stehen hingegen alternativ PtH-Anlagen zur Verfügung, die anstelle des fossilen Kraftwerkes für negative Regelleistung sorgen können, entfällt der Bedarf an Must-Run-Kapazität und das Kraftwerk kann in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung vollständig abgeschaltet werden.^[9] Durch schnelles Abschalten von PtH-Anlagen können PtH-Anlagen aber ebenso kurzfristig positive Regelleistung bereitstellen. Günstig ist zudem die Kopplung mit in Kraft-Wärme-Kopplung betriebenen Anlagen wie Blockheizkraftwerke, die im Falle einer geringen regenerativen Energieerzeugung hochfahren können und ihre Wärme in ein gemeinsam mit der PtH-Anlage genutzten Wärmespeicher einspeisen.^[8]

Mit Stand 2015 wurde der Einsatz von PtH-Anlagen in Deutschland aber durch die regulatorischen Rahmenbedingungen behindert. So zog Eller das Fazit, dass Power-to-Heat-Anlagen bereits zu diesem Zeitpunkt in Netzengpassregionen sinnvoll Stromüberschüsse nutzen könnten. Dies werde aber durch die damalige Gesetzgebung verhindert, da auf den bezogene Strom die volle Abgabenlast an Steuern, Abgaben und Netzentgelte fällig werde, was den Einsatz unwirtschaftliche mache. Eller empfahl daher die Befreiung von Abgaben und Netzentgelten, um es Elektrokesseln zu ermöglichen Systemdienstleistungen zu erbringen und auf diese Weise das Stromnetz zu entlasten. Hingegen sei die Erbringung von negativer Sekundärregelleistung bereits 2015 eine „wirtschaftlich äußerst attraktive Einsatzmöglichkeit“ von Elektrokesseln gewesen, die statische Amortisationszeiten von unter drei Jahren ermögliche.^[10]

Technisch fungiert Power-to-Heat als sog. „virtueller Speicher“, weshalb Power-to-Heat mit Speichertechnologien wie z. B. Power-to-Gas verglichen werden kann. Da der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Strom in Wärme bei Power-to-Heat nahezu 100 % beträgt, ergeben sich deutliche Vorteile gegenüber einer Speicherung mit Hilfe eines Power-to-Gas-Ansatzes.^[11] Durch Einsatz von Power-to-Heat im Wärmesektor ersetzt Strom fossile Brennstoffe im Verhältnis 1:1, während bei der Herstellung von Methan mit Hilfe des Power-to-Gas-Prozesses größere Verluste auftreten und damit nur ein Teil der ursprünglich vorhandenen elektrischen Energie genutzt werden kann. Im Wärmesektor wird also durch Power-to-Heat wesentlich mehr Erdgas eingespart als durch Power-to-Gas erzeugt werden kann. Das so eingesparte Erdgas kann wiederum vollständig für andere Zwecke eingesetzt werden; damit liegt der Gesamtwirkungsgrad von Power-to-Heat deutlich höher als bei Power-to-Gas.^[12]

Neben Heizwiderständen kommen für Power-to-Heat-Anlagen auch Wärmepumpen in Frage, die jedoch höhere Investitionskosten erfordern als Widerstandsheizungen. Aufgrund ihrer großen Effizienzvorteile gegenüber der direkten Wärmeerzeugung in Widerstandsheizungen ist der Einsatz von Wärmepumpen dennoch zu bevorzugen. So hat die Nutzung zukünftiger Ökostromüberschüsse zum Betrieb von Wärmepumpen von allen Power-to-X-Konzepten den größten Umweltnutzen in Bezug auf Treibhausgasreduktion und Einsparung fossiler Energieträger.^[13] Während bei Einsatz von Power-to-Gas-Anlagen von einer kWh elektrischer Energie nur 0,24 bis 0,84 kWh als nutzbare Wärmeenergie übrig bleiben (abhängig von der jeweiligen Weiternutzung des Gases und einer ggf. vorhandenen Abwärmenutzung) machen Wärmepumpen mit der gleichen Energiemenge zwischen 3 und 4,5 kWh Heizenergie verfügbar. Damit liegt die Energieeffizienz von Wärmepumpen bei dem 4- bis 19fachen von Power-to-Gas-Anlagen. Auch wenn die mit Wärmepumpen gewonnene Wärme saisonal gespeichert wird und damit gewisse Speicherverluste auftreten, ist dieser Weg weiterhin bei weitem effizienter als die Produktion von synthetischem Methan.^[14]

Da mit Power-to-Heat-Anlagen Brennstoffe zwar ersetzt, jedoch nicht erzeugt werden können, müssen diese langfristig betrachtet gegen Ende der Energiewende durch Power-to-Gas-Anlagen ergänzt werden, die die Herstellung von Brennstoffen (und ggf. eine anschließende Rückverstromung) erlauben. Notwendig ist diese Rückverstromung jedoch erst bei sehr hohen Anteilen der Erneuerbaren Energien am Strommix, um eine saisonale Speicherung zu ermöglichen. Solche saisonale Langfristspeicher, die praktisch nur auf Basis der Power-to-Gas-Technologie basieren können, werden ab einem Solar- und Windstrom-Anteil von etwa 80 % notwendig.^[15] Es gibt auch Szenarien, die komplett ohne Rückverstromung von synthetisch hergestellten Brennstoffen wie Wasserstoff oder Methan auskommen. In diesen Modellen werden synthetisch hergestellte Brennstoffe ausschließlich für das Verkehrswesen (v. a. Langstreckenschiffstransport, Flugwesen) sowie als Rohstoffe für industrielle Anwendungen benötigt.^[16]

Die größte Erfahrung mit Power-to-Heat-Anlagen hat Dänemark. Die dortige Energiewende begann dort bereits 1979 mit dem Wärmeversorgungsgesetz. Dieses verpflichtet die Kommunen, Vorranggebiete für Nah- und Fernwärmeleistungen festzulegen. Öl- und Gasheizungen wurden für Neubauten bereits 2013 verboten. Seit 2016 ist auch der Austausch fossiler Kessel durch neue fossile Kessel verboten. Stand 2021 werden 63 % der dänischen Haushalte mit Fernwärme versorgt, in Kopenhagen sogar bis zu 98 %.^[17] Auch die Stromwende ist mit Windstromanteilen von ca. 42,1 % im Jahr 2015^[18] bereits weiter fortgeschritten als in Deutschland.

Überschüssiger Windstrom wird zur Wärmeerzeugung in Fernwärmenetzen genutzt.^[17] In Dänemark begann der Bau von PtH-Anlagen bereits Mitte der 2000er Jahre. Bis Ende 2014 wurden rund 350 MW installiert, darunter Wärmepumpen mit einer thermischen Leistung von ca. 30 MW. Für Ende 2015^[veraltet] wurde ein Anstieg auf 44 Anlagen mit rund 450 MW angestrebt.^[19]

In Deutschland sind inzwischen viele Anlagen mit Elektrodenkesseln und Widerstandskesseln realisiert worden. Nachfolgend einige bekannte Projekte:

• Enerstorage GmbH, 2 × 10 MW^[20]
• Stadtwerke Flensburg, 1 × 30 MW
• Stadtwerke Lemgo, 1 × 5 MW^[21]
• E.ON KW Shamrock, 3 × 20 MW
• Stadtwerke Schwerin, 3 × 5 MW^[22][23]
• ENRO Ludwigsfelde
• Stadtwerke Tübingen, 1 × 5 MW
• KW Philippsburg, 1 × 5 MW
• Energieversorgung Offenbach, 2 × 5 MW
• VVS Saarbrücken, 1 × 10 MW
• Stadtwerke München, 4 × 2,5 MW
• ENBW Stuttgart
• Heizkraftwerk Altbach/Deizisau, 2 × 50 MW
• Stadtwerke Forst, 1 × 0,55 MW
• Technische Werke Ludwigshafen, 2 × 5 MW
• Heizkraftwerk GmbH Mainz, 2 × 5 MW
• BioEnergie Taufkirchen, 1 × 5,5 MW
• FHW Neukölln, 4 × 2,5 MW
• Stadtwerke Jena, 1 × 4 MW
• Stadtwerke Dessau, 1 × 5 MW
• Stadtwerke Kiel, 1 × 30 MW
• Stadtwerke Augsburg, 1 × 10 MW
• BTB Berlin, 2 × 3 MW
• Stadtwerke Münster, 22 MW^[24]
• Erdwärme Grünwald, 2 MW^[25]
• Stadtwerke Neumünster, 20 MW
• Südzucker, Standort Zeitz, 1 × 10 MW
• Potsdam EW, 2 × 10 MW
• MHKW Salzwedel Elektrodenkessel 1 × 6 MW
• DVV Dessau (Planung) 1 × 5 MW
• Kraftwerk Zolling, 1 × 35 MW
• N-Ergie Nürnberg, Elektrodenkessel 2 × 25 MW
• Vattenfall Hamburg Karolinenviertel 1 × 45 MW
• Vattenfall, Heizkraftwerk Reuter, 120 MW^[26]
• Gemeinde Fuchstal, 4,7 MW^[27]
• Drewag, Heizkraftwerk Nossener Brücke, 40 MW^[28]
• Heizkraftwerk Wedel mit Wärme Hamburg GmbH & 50Hertz, 80 MW^[29]
• Stadtwerke Rostock & 50Hertz, 20 MW^[30][31]
• Stadtwerke Neubrandenburg & 50Hertz, 3 × 10 MW^[32][33]
• Stadtwerke Halle & 50Hertz, 45 MW^[34][35]
• SWS Energie GmbH & 50Hertz, 40 MW^[36]

• EW Potsdam 1 × 20 MW

• Vattenfall, Amsterdam, 150 MW, Baubeginn Anfang 2023, Inbetriebnahme 2025^[37]

• Elektroheizer Leopoldau (Wien), Elektrodenkessel, 2 × 10 MW, 2017^[38]
• KW Riedersbach (Oberösterreich), Widerstandskessel, 2 × 4 MW
• Salzburg AG, Salzburg, 20 kV Elektrodenkessel mit 15 MW^[39]
• Müllverbrennungsanlage Spittelau (Wien), Elektrodenkessel, 2 × 5 MW, 2022^[40]
• Hall AG, Hall in Tirol, Elektrodenkessel 1 × 20 MW, 1.400 m³ Speicher, bei Biomasse-Heizkraftwerk mit 27 MW (Betrieb ab Ende 2022/Frühjahr 2023 angekündigt)^[41][42]
• Kraftwerk Theiß (Niederösterreich), Elektroerhitzer 5 MW^[43], thermischer Speicher 1650 MWh^[44]

• Kraftwerk Kladno 1 × 14 MW, betrieben von Auxilien, a.s.
• Pribram Stadtwerke 1 × 12 MW, betrieben von Auxilien, a.s.
• Kraftwerk Tusimice 1 × 7 MW

• Stadtwerke Kosice 1 × 8 MW, betrieben von Auxilien, a.s.
• Stadtwerke Zvolen 1 × 2,5 MW, betrieben von Auxilien, a.s.

• “Power-to-heat” oder “Power-to-gas”?, Arrhenius-Institut
• Power-to-Heat, Energie-Lexikon
• Kraftakt Energiewende Kommunale EVUs im Wandel
• Heizen mit Strom, Elektrodenheizkessel erzeugt Fernwärme

• Michael Sterner, Ingo Stadler (Hrsg.): Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration. 2. Auflage, Berlin Heidelberg 2017, ISBN 978-3-662-48893-5.
• Andreas Bloess, Wolf-Peter Schill, Alexander Zerrahn: Power-to-heat for renewable energy integration: A review of technologies, modeling approaches, and flexibility potentials. In: Applied Energy. Band 212, 2018, S. 1611–1626, doi:10.1016/j.apenergy.2017.12.073. 

1. ↑ Jyri Salpakari, Jani Mikkola, Peter D. Lund: Improved flexibility with large-scale variable renewable power in cities through optimal demand side management and power-to-heat conversion. In: Energy Conversion and Management. Band 126, 2016, S. 649–661, doi:10.1016/j.enconman.2016.08.041. 
2. ↑ Andreas Bloess, Wolf-Peter Schill, Alexander Zerrahn: Power-to-heat for renewable energy integration: A review of technologies, modeling approaches, and flexibility potentials. In: Applied Energy. Band 212, S. 1611–1626, doi:10.1016/j.apenergy.2017.12.073. 
3. ↑ Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin – Heidelberg 2014, S. 124.
4. ↑ Gerald Schweiger et al.: The potential of power-to-heat in Swedish district heating systems. In: Energy. 2017, doi:10.1016/j.energy.2017.02.075. 
5. ↑ ^{a b} Christoph Pieper et al.: Die wirtschaftliche Nutzung von Power-to-Heat-Anlagen im Regelenergiemarkt. In: Chemie Ingenieur Technik. Band 87, Nr. 4, 2015, S. 390–402, doi:10.1002/cite.201400118. 
6. ↑ Matthias Koch et al., Modellgestützte Bewertung von Netzausbau im europäischen Netzverbund und Flexibilitätsoptionen im deutschen Stromsystem im Zeitraum 2020–2050. In: Zeitschrift für Energiewirtschaft 39, (2015), 1–17, S. 15, doi:10.1007/s12398-015-0147-2.
7. ↑ Jon Gustav Kirkerud, Erik Trømborg, Torjus Folsland Bolkesjø: Impacts of electricity grid tariffs on flexible use of electricity to heat generation. In: Energy. Band 115, 2016, S. 1679–1687, doi:10.1016/j.energy.2016.06.147. 
8. ↑ ^{a b} Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin – Heidelberg 2014, S. 134.
9. ↑ Diana Böttger et al.: Control power provision with power-to-heat plants in systems with high shares of renewable energy sources e An illustrative analysis for Germany based on the use of electric boilers in district heating grids. In: Energy. Band 82, 2015, S. 157–167, doi:10.1016/j.energy.2015.01.022. 
10. ↑ Dominik Eller: Integration erneuerbarer Energien mit Power-to-Heat in Deutschland. Wiesbaden 2015, S. 201f.
11. ↑ Helmuth-M. Groscurth, Sven Bode Discussion Paper Nr. 9 “Power-to-heat” oder “Power-to-gas”?. Abgerufen am 15. Mai 2014.
12. ↑ Wolfram Münch et al., Hybride Wärmeerzeuger als Beitrag zur Systemintegration erneuerbarer Energien. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 62, Nr. 5, (2012), S. 44–48, online (Memento des Originals vom 22. März 2016 im Internet Archive)   Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/et-energie-online.de
13. ↑ André Sternberg, André Bardow, Power-to-What? – Environmental assessment of energy storage systems. In: Energy and Environmental Science 8, (2015), 389–400, S. 398f, doi:10.1039/c4ee03051f.
14. ↑ Wärmewende 2030. Schöüsseltechnologien zur Erreichung der mittel- und langfristigen Klimaschutzziele im Gebäudesektor, S. 17. Agora Energiewende. Abgerufen am 15. März 2017.
15. ↑ Stefan Weitemeyer, David Kleinhans, Thomas Vogt, Carsten Agert, Integration of Renewable Energy Sources in future power systems: The role of storage. In: Renewable Energy 75, (2015), 14–20, doi:10.1016/j.renene.2014.09.028.
16. ↑ Mark Z. Jacobson et al.: 100% clean and renewable wind, water, and sunlight (WWS) all-sector energy roadmaps for the 50 United States. In: Energy and Environmental Science 8, (2015), 2093–2117, doi:10.1039/c5ee01283j.
17. ↑ ^{a b} Die dänische Wärmewende. Abgerufen am 10. September 2021. 
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19. ↑ Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus Erneuerbaren Energien (Memento vom 4. März 2016 im Internet Archive). Studie im Auftrag von Agora Energiewende. Abgerufen am 21. August 2015.
20. ↑ Website der Energstorage GmbH, 30. Juli 2015
21. ↑ Erste Bilanz bei Power to Heat, 20. Februar 2013.
22. ↑ Stadtwerke Schwerin. In: Power-to-Heat-Forum Schwerin. 2014, abgerufen am 29. Januar 2018. 
23. ↑ Stadtwerke Schwerin. In: Stadtwerke leisten Beitrag zur Energiewende. 2014, abgerufen am 29. Januar 2018. 
24. ↑ Auch in Westfalen Wärme aus Windstrom (Memento vom 3. Februar 2016 im Internet Archive). In: Zeitung für kommunale Wirtschaft, 2. Februar 2016. Abgerufen am 2. Februar 2016.
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39. ↑ http://eventmaker.at/uploads/4261/downloads/SCHULLER_Power2Heat_-_Erste_Betriebs-_und_Einsatzerfahrungen.pdf
40. ↑ ORF.at: Fernwärme aus überschüssigem Ökostrom. 25. September 2022, abgerufen am 25. September 2022. 
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