Mittelspannungs- und Hochspannungs-Elektroden-Dampfkessel: Vom Energieverbrauch zur Netzstabilität

In einem modernen Stromnetz erzeugen nicht alle relevanten Anlagen Energie. Einige verbrauchen sie. Und unter bestimmten Umständen kann es ebenso wichtig sein, wer verbraucht, wie wer produziert. Elektroden-Dampfkessel gehören genau zu dieser zweiten Gruppe: Ihre unmittelbare Funktion besteht darin, aus Strom Dampf zu erzeugen, doch in einem Netz mit hohem Anteil an erneuerbaren Energien geht ihre Rolle weit über den industriellen Prozess hinaus.

Ihr Interesse gilt nicht nur der Art und Weise, wie diese Anlagen Wärme erzeugen, sondern auch der Frage, wie sie sich als große, vollständig steuerbare, schnelle und vorhersehbare Last in ein Kraftwerk und das Stromnetz integrieren lassen. Dieser Beitrag erläutert, was sie sind, warum sie für die Netzstabilität von Bedeutung sind, wie sie den Betreibern Einnahmen generieren können, welche Anlagen sie ersetzen und in welchen Branchen ihr Einsatz am sinnvollsten ist.

Was ist ein Elektroden-Dampfkessel – und warum handelt es sich dabei um einen Mittel- oder Hochspannungskessel?

Ein Elektrokessel wandelt elektrische Energie ohne Verbrennung in der Anlage in Wärmeenergie um. Innerhalb dieser Produktfamilie gibt es zwei Technologien:

• Widerstandsheizkessel. Die Wärme wird durch im Wasser eingetauchte Heizelemente erzeugt. Sie ermöglichen eine sehr feine und stabile Leistungsregelung, ideal für Anwendungen, bei denen eine präzise Laststeuerung von vorrangiger Bedeutung ist. Diese Technologie ist im Niederspannungsbereich und bei Leistungen von bis zu einigen Megawatt weit verbreitet. Zudem ist dies das Spezialgebiet der Dampferzeuger von Giconmes.
• Elektrodenkessel. Die Wärme wird erzeugt, indem elektrischer Strom direkt durch das Wasser geleitet wird, das als Widerstandselement fungiert. Dadurch lassen sich sehr hohe Leistungen mit extrem schnellen Anlaufzeiten erzielen.

Der Grund, warum Elektrodenkessel mit Mittel- oder Hochspannung betrieben werden, ist rein physikalischer Natur. Die Leistung ergibt sich aus dem Produkt von Spannung und Stromstärke; um mehrere Megawatt bei Niederspannung zu liefern, wären daher enorme Stromstärken erforderlich, was aufgrund des erforderlichen Leiterquerschnitts und der damit verbundenen Verluste nicht realisierbar wäre.

Durch die Erhöhung der Versorgungsspannung (in der Regel im Bereich von 6 bis 24 kV) wird der Strom bei gleicher Leistung reduziert, wodurch der Anschluss einfacher zu handhaben ist. Da der Strom zudem direkt durch das Wasser geleitet wird – dessen Leitfähigkeit kontrolliert eingestellt wird –, entfällt die praktische Begrenzung der Anzahl der Widerstandselemente, was den Weg für Hochleistungsanlagen mit einem elektrischen Wirkungsgrad von nahezu 99 % ebnet.

Entscheidend ist, was beide Technologien gemeinsam haben: Es handelt sich umgroße, vollständig regelbareelektrische Lasten, deren Reaktionsfähigkeit von der konventionellen thermischen Stromerzeugung kaum erreicht wird. In der Praxis können sie innerhalb weniger Minuten aus dem Stillstand auf Volllast hochfahren, innerhalb von Sekunden von der Mindest- auf die Höchstleistung umschalten und ihre Leistung innerhalb ihres Betriebsbereichs stufenlos regeln. Aus Sicht des Stromnetzes ähnelt dieses Verhalten eher dem eines Regelelements als dem eines herkömmlichen Verbrauchers.

Die strukturelle Herausforderung des Stromnetzes

Das Stromnetz muss jederzeit ein nahezu augenblickliches Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch aufrechterhalten. Da sich Strom im Netz selbst nicht ohne Weiteres in großem Maßstab speichern lässt, wirkt sich jedes Ungleichgewicht unmittelbar auf die Netzfrequenz aus, deren Nennwert in Europa bei 50 Hz liegt: Sie steigt, wenn mehr Strom erzeugt wird, als nachgefragt wird, und sinkt, wenn der Verbrauch die verfügbare Erzeugung übersteigt.

Mit dem Vormarsch der variablen erneuerbaren Energieerzeugung ist dieses Gleichgewicht anspruchsvoller geworden. Es gibt mehr intermittierende Energie und weniger synchrone Trägheit – wie sie früher von den großen konventionellen Rotationsmaschinen bereitgestellt wurde –, sodass es innerhalb von Sekunden zu Frequenz- und Spannungsabweichungen kommen kann. Der Stromausfall, der die Iberische Halbinsel im Jahr 2025 betraf, rückte diese Herausforderung in den Vordergrund: Die Aufrechterhaltung der Stabilität in einem Netz mit geringerer Trägheit erfordert neue Flexibilitätsquellen, die sehr schnell reagieren können.

Traditionell wurde diese Flexibilität durch Kraftwerke gewährleistet, die in der Lage waren, ihre Produktion anzupassen. Heute bindet der Netzbetreiber zunehmend nachfrageseitige Ressourcen ein: Verbraucher, die ihren Verbrauch in Echtzeit anpassen können, um zum Ausgleich des Netzes beizutragen. Ein Elektrodenkessel ist mit seiner Fähigkeit zur schnellen Leistungsanpassung eine der wertvollsten nachfrageseitigen Ressourcen, die ein Industriebetrieb bieten kann.

Flexibilitätsmechanismen: implizite und explizite

Es gibt zwei Möglichkeiten, wie ein Industriekunde einen Nutzen aus seiner Flexibilität ziehen kann:

• Implizite Flexibilität. Dabei wird der Verbrauch entsprechend dem Strompreis angepasst: Es wird Dampf erzeugt und gegebenenfalls gespeichert, wenn der Strom günstig ist, und der Verbrauch wird reduziert, wenn er teuer ist. Es ist kein Vertragsverhältnis mit dem Netzbetreiber erforderlich; stattdessen wird das Preissignal des Großhandelsmarktes genutzt. Jeder Verbraucher kann dieses Verfahren anwenden.
• Explizite Flexibilität. Dabei wird dem Netzbetreiber (in Spanien: Red Eléctrica) die Regelkapazität über Regelungsdienste zur Verfügung gestellt, die das momentane Angebot und die momentane Nachfrage ausgleichen. Der Verbraucher – direkt oder über einen Aggregator – passt seinen Verbrauch als Reaktion auf ein Signal an und erhält dafür eine Vergütung.

Im spanischen System sind die wichtigsten Märkte, an denen eine flexible Ressource teilnehmen kann, folgende:

• Sekundärregelung (aFRR): Automatische Anpassung der Erzeugung oder des Verbrauchs im Zeitbereich von Sekunden bis zu wenigen Minuten, um Frequenzabweichungen auszugleichen.
• Tertiäre Regelung (mFRR): Manuelle Aktivierung durch den Bediener zur Wiederherstellung des Gleichgewichts, wenn die sekundäre Regelung nicht ausreicht.
• Aktiver Nachfragereaktionsdienst (SRAD): Ermöglicht Großverbrauchern, ihren Verbrauch auf Aufforderung des Netzbetreibers zu reduzieren, um das Netz zu entlasten.

Die übliche Zugangsschwelle liegt bei etwa 1 MW steuerbarer Leistung. Um teilnehmen zu können, muss der Heizkessel über geeignete Steuerungssysteme, Telemetrie und Kommunikationsverbindungen zum Betreiber oder Aggregator, ausreichende Modulationskapazität sowie die Einhaltung der regulatorischen und Zulassungsanforderungen des jeweiligen Marktes verfügen. Sind diese Voraussetzungen erfüllt, verhält sich die Anlage nicht mehr als passiver Verbraucher, sondern wird zu einer regelbaren Last: Sie kann den Verbrauch erhöhen, wenn das Netz Energie aufnehmen muss, oder ihn reduzieren, wenn die Last entlastet werden muss.

Wie generiert sie Einnahmen für den Betreiber?

Hier liegt die wichtigste Änderung in der Denkweise. Ein Elektrodenkessel rechtfertigt sich nicht nur durch die Kosten des Dampfes, den er im Dauerbetrieb erzeugt, sondern auch durch den Mehrwert, den er als flexibles Element innerhalb einer umfassenderen Energiearchitektur bietet.

Es gibt verschiedene Einnahme- und Sparmöglichkeiten, die sich miteinander kombinieren lassen (Revenue Stacking):

• Vergütungen für Verfügbarkeit und Kapazität. In vielen Regelungsmärkten wird nicht nur die tatsächlich verbrauchte oder eingesparte Energie vergütet, sondern auch die bloße Verfügbarkeit von Leistung und die Reaktionsfähigkeit. Dies ist entscheidend: Der Kessel kann auch in Zeiträumen, in denen es nicht sinnvoll ist, ihn als Hauptwärmequelle zu betreiben, einen Mehrwert schaffen – allein dadurch, dass er netzbereit ist.
• Preisarbitrage (implizite Flexibilität). Die Konzentration der Dampferzeugung auf die Zeiten mit günstigen Strompreisen – unter Nutzung der thermischen Speicherung – und die Vermeidung der teuren Zeiten senken die Betriebskosten.
• Lastmanagement und Reservekapazität. Teilnahme an Lastmanagementprogrammen und Bereitstellung von Reservekapazität für das Netz, in der Regel koordiniert durch einen Stromvermarkter oder einen Aggregator.
• Frequenzregelung. Nutzen Sie die schnellen Anlauf- und Modulationszeiten, um an den Frequenzausgleichsmärkten teilzunehmen.

Größenordnungen

Die Zahlen hängen vom Strompreis, vom Wert der Verfügbarkeit auf dem jeweiligen Markt, von den tatsächlichen Betriebsstunden, von der Möglichkeit zur Leistungsanpassung ohne Beeinträchtigung des Prozesses sowie von der im Kraftwerk verfügbaren thermischen Alternative ab.

Als Anhaltspunkt: In ausgereiften Märkten wie dem französischen kann ein 1-MW-Elektrokessel durch die Teilnahme an Flexibilitäts- und Kapazitätsprogrammen zwischen 40.000 und 90.000 € pro Jahr erwirtschaften; jüngste Schätzungen für den finnischen Markt beziffern die Einnahmen aus Ausgleichsdiensten (FCR-D + mFRR) auf etwa 90.000–130.000 €/MW·Jahr.

Wenn der Heizkessel veraltete Heizöl- oder Gasheizungen ersetzt, kann die Amortisationszeit aufgrund der Flexibilität im Bereich von 3 bis 5 Jahren liegen. Hierbei handelt es sich um Richtwerte, die nicht garantiert werden und von Fall zu Fall geprüft werden müssen.

Das Fazit lautet, dass sich der Fokus der Analyse nicht mehr ausschließlich auf die Kosten der Dampferzeugung mittels Strom konzentriert, sondern nun auch den Wert berücksichtigt, den der Kessel als flexible Ressource bietet.

Was ersetzt sie und wie lässt sie sich mit der Kraft-Wärme-Kopplung kombinieren?

In seiner direktesten Anwendungsform ersetzt oder ergänzt der Elektrodenkessel Kessel, die mit Erdgas oder Heizöl betrieben werden. Da im Werk keine Verbrennung stattfindet, entfallen lokale Emissionen, Anforderungen an Schornsteine und Emissionsgenehmigungen sowie die Logistik der Brennstofflagerung. Stammt der Strom aus erneuerbaren Energiequellen, ist die Prozesswärme CO₂-frei.

Der interessanteste Fall ist nicht immer der reine Ersatz, sondern die Koexistenz mit einer bestehenden Kraft-Wärme-Kopplungsanlage. Die Logik ist einfach: Wenn es günstiger ist, Wärme mit Strom statt mit Gas zu erzeugen, wird die Produktion auf den Elektrodenkessel umgeleitet und die Gesamtbetriebskosten (OPEX) werden gesenkt; wenn sich das Verhältnis umkehrt und Gas wieder wettbewerbsfähiger wird, übernimmt die Kraft-Wärme-Kopplung wieder die Hauptrolle, und der Elektrodenkessel bleibt als flexible Last verfügbar, um an den Ausgleichsmärkten teilzunehmen.

Somit amortisiert sich die Anlage sowohl in den Stunden, in denen sie Dampf erzeugt, als auch in den Stunden, in denen sie dem System Flexibilität verleiht, wodurch der Handlungsspielraum des Kraftwerks erweitert und eine neue Einnahmequelle geschaffen wird.

Typische Anwendungsbereiche und Branchen

Der Elektrodenkessel eignet sich besonders gut für Fälle, in denen ein erheblicher Wärmebedarf, eine hohe verfügbare elektrische Leistung und der Wunsch nach Dekarbonisierung oder der Monetarisierung von Flexibilitätsreserven zusammenkommen:

• Fernwärmenetze (District Heating), bei denen die Wärmespeicherung eine Teilnahme am Ausgleich ermöglicht, ohne die Versorgung zu beeinträchtigen.
• Chemische und petrochemische Industrie mit hohem Verbrauch an Prozessdampf.
• Lebensmittel und Getränke, Papier und Karton, Textilien, Pharmazie und Biotechnologie sowie generell alle dampfintensiven Prozesse.
• Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung, die ihre Leistungsabgabe entsprechend den Marktbedingungen flexibler gestalten möchten.
• Absicherung und Redundanz bestehender Anlagen, verbunden mit zusätzlichen Regelungsmöglichkeiten.

Ein wichtiger Aspekt bei der Auslegung: Bei mittleren Leistungsbereichen kann eine modulare Konfiguration aus mehreren Stromgeneratoren eine Alternative – oder eine Ergänzung – zu einem einzigen großen Kessel darstellen. Der Betrieb mit mehreren Einheiten bietet Redundanz, Anlagenrotation, Betriebskontinuität während der Wartung und Skalierbarkeit – Vorteile, die beim Vergleich von Elektrifizierungsoptionen unbedingt berücksichtigt werden sollten.

Der Ansatz von Giconmes

Damit dieser Beitrag tatsächlich zum Tragen kommt, darf der Kessel nicht als isolierte Anlage betrachtet werden: Er erfordert eine elektrische und steuerungstechnische Integration, die mit der Anlagenarchitektur und den Netzanforderungen im Einklang steht. Dies bedeutet, den Anschluss und die Schutzmaßnahmen korrekt zu definieren, die Regelungsstrategien auf die SPS oder das DCS abzustimmen, den Betrieb mit dem Dampfnetz und den Prozessbeschränkungen zu koordinieren sowie die betriebliche Flexibilität zu bewerten, ohne die Produktion zu beeinträchtigen.

Bei Giconmes entwickeln, fertigen und liefern wir elektrische Dampferzeugungssysteme und begleiten das Projekt von der Konzeption bis zur Inbetriebnahme – mit einer Steuerung über Siemens-SPS, Telemetrie und Instrumentierung, die für die Integration in Nachfragemanagement-Plattformen vorbereitet sind. Was den Zugang zu den Flexibilitätsmärkten betrifft, arbeiten wir mit Partnern zusammen, die auf das Lastmanagement spezialisiert sind und in der Lage sind, die Integrationssoftware zu installieren sowie die Teilnahme an den Regelungsmechanismen des spanischen Netzes zu verwalten.

Wenn Sie erwägen, Ihre Dampferzeugung zu elektrifizieren, einen Gaskessel zu ersetzen oder zu erfahren, welche Einnahmen Ihnen Flexibilität in Ihrem konkreten Fall bringen könnte, schreiben Sie uns, und wir werden dies gemeinsam analysieren.