Power-to-Gas

Als Power-to-Gas (kurz PtG oder P2G, deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Gas“) wird ein chemischer Prozess bezeichnet, in dem mittels Wasserelektrolyse mit teilweise nachgeschalteter Methanisierung unter Einsatz von Ökostrom ein Brenngas hergestellt wird.<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" /> Da es aus erneuerbaren Energien gewonnen wird, wird das so erzeugte Synthesegas bisweilen auch als EE-Gas bezeichnet. Je nach Art der eingesetzten erneuerbaren Energie wird das Gas auch Windgas, Solargas oder ähnlich genannt; je nach chemischer Zusammensetzung des Gases wird statt des Begriffes „Gas“ auch „Methan“ oder „Wasserstoff“ verwendet. Das so hergestellte Brenngas kann in das öffentliche Gasnetz eingespeist, in Kavernenspeichern zwischengespeichert oder im Verkehrswesen genutzt werden. Daneben existieren auch Konzepte für integrierte Speicherkraftwerke auf Basis von reversiblen Brennstoffzellen, eine mittlerweile in den Markt eingeführte Technologie<ref name="Varone 209">Alberto Varone, Michele Ferrari, Power to liquid and power to gas: An option for the German Energiewende. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 45, (2015), 207–218, S. 209, doi:10.1016/j.rser.2015.01.049.</ref>, die höhere Wirkungsgrade versprechen als die vorgenannten Verwendungszwecke.<ref name="Jensen 2015" />

Bei Power-to-Gas handelt es sich um eine sogenannte Power-to-X-Technologie, wobei Power die über dem Bedarf liegenden temporären Stromüberschüsse bezeichnet und das X die Energieform oder den Verwendungszweck, in den die elektrische Energie gewandelt wird.<ref>Vgl. Peter D. Lund et al, Review of energy system flexibility measures to enable high levels of variable renewable electricity. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 45, (2015), 785–807, doi:10.1016/j.rser.2015.01.057.</ref> Power-to-Gas ist ein saisonaler Langfristspeicher, der niedrigere Wirkungsgrade und höhere Kosten aufweist als die Nutzung von Überschüssen im Wärmesektor bzw. Verkehrswesen (Power-to-Heat, Vehicle-to-Grid) bzw. als die Kurzfristspeicherung. Deshalb sollten diese Technologien aus Effizienzgründen früher zum Einsatz kommen als Langfristspeicher. Daher wird davon ausgegangen, dass die Power-to-Gas-Technologie erst in der dritten Phase der Energiewende benötigt wird, wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien am Strommix 60 bis 70 % und mehr erreicht<ref name="Henning Tagesfragen" />; andere Quellen nennen 80 %.<ref>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.</ref>

Dann würden mit Power-to-Gas synthetische Brennstoffe produziert, die zunächst möglichst nur im Verkehrswesen eingesetzt würden; erst bei noch höheren Anteilen wäre eine Rückverstromung und damit ein Einsatz im Strom- und Wärmesektor (durch Kraft-Wärme-Kopplung) notwendig. Bei niedrigeren Anteilen sind Flexibilisierungsmaßnahmen im Energiesystem wie z. B. der verstärkte Einsatz von Wärmepumpenheizungen und Elektroautos, der Aufbau von Smart Grids, der Ausbau der Stromnetze und der Einsatz von Kurzfristspeichern (z. B. Batterie-Speicherkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke) effektivere und sinnvollere Alternativen.<ref name="Henning Tagesfragen">Henning et al, Phasen der Transformation des Energiesystems. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 65, Heft 1/2, (2015), S. 10–13.</ref> Ein Einsatz von Power-to-Gas zum Energietransport, z.B. um damit Stromtrassen zu ersetzen, ist aufgrund des geringen Wirkungsgrades weder ökologisch noch ökonomisch sinnvoll. Hier ist der direkte Stromtransport über Hochspannungsleitungen der Power-to-Gas-Technik wegen des viel höheren Wirkungsgrades vorzuziehen.<ref>Vgl. Volker Quaschning, Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. 8. aktualisierte Auflage. München 2013, S. 366.</ref>

Überblick

Im Zuge der Energiewende werden immer mehr regenerative Erzeuger errichtet. Dadurch, dass zugleich konventionelle Grundlastkraftwerke nur wenig flexibel sind und nur bis zu einem gewissen Grad gedrosselt werden können, kann es während Zeiten hoher Einspeisung von Wind- und Solarenergie zu einem Überangebot von Strom kommen, speziell bei geringer Stromnachfrage. Dieser Effekt ist abhängig von der Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks. Er tritt umso stärker auf, je höher der Anteil von schlecht zu regelnden Grundlastkraftwerken (insbesondere Kernkraftwerke und (Braun)kohlekraftwerke) ist, während er hingegen bei einem flexiblen Kraftwerkspark, der vorwiegend aus gut zu regelnden Gaskraftwerken besteht, erst später auftritt.

Bei hohen Anteilen an Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung kann auch deren Einspeisung höher liegen als die Nachfrage, womit die Energie entweder genutzt oder abgeregelt werden muss. Nutzungskonzepte, auch als Power-to-X bezeichnet, umfassen z. B. die Verwandlung in Wärme mittels Power-to-Heat, die Nutzung im Mobilitätswesen, z. B. mittels Vehicle to Grid oder die Speicherung in Speicherkraftwerken wie Pumpspeichern, Batteriespeichern oder Druckluftspeicherkraftwerken. Diese Speicher sind jedoch primär Kurzfristspeicher, zugleich wird aber für eine regenerative Vollversorgung ebenso ein Langfristspeicher benötigt, der eine saisonale Energiespeicherung möglich macht. Hierfür kommen praktisch nur chemische Speicher wie z. B. Power-to-Gas in Frage. Gleichzeitig kann die Integration von Power-to-Gas-Anlagen in die elektrischen Energieversorgungssysteme wie auch herkömmliche Speicher zur Sicherung der Netzstabilität eingesetzt werden, indem sie als regelbare Last eingesetzt werden.

In der Fachliteratur wird davon ausgegangen, dass ab einem Erneuerbare-Energien-Anteil von etwa 40 % in größerem Maße zusätzliche Speicher benötigt werden, vereinzelt wird auch die Zahl 70 % genannt.<ref>Weert Canzler, Andreas Knie: Schlaue Netze. Wie die Energie- und Verkehrswende gelingt. München 2013, S. 47.</ref> Unterhalb von 40 % Erneuerbaren Energien gilt eine Ausregelung durch Wärmekraftwerke sowie eine geringfügige Abregelung von Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien (erwartet werden etwa 260 GWh pro Jahr bzw. 1 Promille der bei einem 40-%-Anteil prognostizierten Ökostromerzeugung) als volkswirtschaftlich effizienter. Ursächlich hierfür ist, dass Speicher in diesem Fall größtenteils zur besseren Auslastung von in Grundlast betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerke eingesetzt würden und zugleich die Kosten für den Neubau von Speichern den Nutzen durch eine gleichmäßigere Kraftwerksfahrweise deutlich überstiegen. Daher werden zusätzliche Speicher in Deutschland frühestens ab dem Jahr 2020 für notwendig gehalten.<ref>A. Moser, N. Rotering, W. Wellßow, H. Pluntke: Zusätzlicher Bedarf an Speichern frühestens 2020. Elektrotechnik & Informationstechnik 130, (2013) 75–80, S. 77–79. doi:10.1007/s00502-013-0136-2</ref>

Grundsätzlich gilt, dass die gleichzeitige Erzeugung von Synthesegas mittels Power-to-Gas-Technologie eine Energieverschwendung darstellt, solange Erdgas in großem Umfang zur Bereitstellung von Prozesswärme und Warmwassererzeugung genutzt wird. Dies liegt darin begründet, dass Strom zu Heizzwecken eine Effizienz von nahezu 100 % aufweist und somit mehr Erdgas durch direkte Heizung mit Strom eingespart werden könne, als EE-Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann.<ref> Martin Kleimaier: Strom nutzen statt speichern. In: Energy 2.0. Nr. 1, 2013, S. 38–42 (Online als PDF, 1,38 MiB, abgerufen am 15. Juli 2013).</ref><ref> Wolfram Münch, Malte Robra, Lukas Volkmann, Philipp Riegebauer, Dieter Oesterwind: Hybride Wärmeerzeuger als Beitrag zur Systemintegration erneuerbarer Energien. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 62, Nr. 5, 2012, S. 44–48 (Online abrufbar, abgerufen am 15. Juli 2013).</ref>

Entwicklungsgeschichte

Das Grundkonzept, mittels Windenergie elektrolytisch erzeugten Wasserstoff als Energieträger zu nutzen, wurde bereits Mitte des 19. Jahrhunderts vorgeschlagen. Bereits 1840 soll der belgische Professor Nollet einen entsprechenden Vorschlag gemacht haben; nachgewiesen ist ein Vorschlag aus dem Jahr 1868.<ref>Vgl. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt / New York 1995, S. 54.</ref> Technisch umgesetzt wurde die Idee dann erstmals Ende des 19. Jahrhunderts, als der dänische Windkraftpionier Poul la Cour im Jahr 1895 eine Windkraftanlage mit angeschlossenem Elektrolyseur in Betrieb nahm, die Knallgas zur Beleuchtung der Schule in Askov lieferte.<ref>Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt am Main / New York 1995, S. 64–66.</ref>

Einen Aufschwung erhielt das Konzept im 20. Jahrhundert als Baustein der angestrebten Vision einer Wasserstoffwirtschaft bzw. zur Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom im Rahmen der Energiewende. Erst seit etwa dem Jahr 2009 wird die Möglichkeit diskutiert, Methan statt Wasserstoff zu erzeugen.

Die halbstaatliche Deutsche Energie-Agentur (dena) unterhält zu den Verfahren zur Erzeugung von EE-Gas seit Oktober 2011 eigens eine Strategieplattform unter dem Titel Power to Gas.<ref>dena – Strategieplatform Power to Gas. Abgerufen am 14. April 2012.</ref> In der Online-Ausgabe des Manager Magazins wird Power-to-Gas als neue Technologie bezeichnet, deren Modell bestechend einfach klinge, da in den 450.000 Kilometer langen Gasleitungen und etwa 47 Erdgasspeichern in Deutschland schon heute Platz für 23,5 Milliarden Kubikmeter (m³) Gas sei, der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32,5 Milliarden m³ erhöhen soll.<ref name="Manager" />

Power-to-Gas-Konzept

Eine mögliche Definition von Power to Gas lautet:

Power-to-Gas bezeichnet also die Umwandlung regenerativ erzeugter elektrischer Energie in chemische Energie und deren Speicherung im verfügbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase.

Gas-Gewinnung

Dem synthetisch hergestellten Methangas wird auf Grund seiner Speicherfähigkeit eine besondere Rolle im Bereich der regenerativen Energien zugeschrieben. Wie herkömmliches synthetisches Erdgas kann es in das bereits vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden; es ermöglicht so die Speicherung und den Transport der Energie zum Verbraucher und kann damit das elektrische Netz entlasten. Ausgangsmaterialien für die Herstellung dieses EE-Gases sind Wasser und Kohlenstoffdioxid, welche in Zeiten überschüssiger erneuerbarer Energie unter anderem zur Netzstabilisierung mittels Wasserelektrolyse in Wasserstoff<ref name=RSC>Ulrich Eberle, Rittmar von Helmolt, Sustainable transportation based on electric vehicle concepts: a brief overview. In : Energy and Environmental Science 3, Issue 6, (2010), 689-699, doi:10.1039/C001674H.</ref> und anschließend ggf. per Methanisierung in Methan umgewandelt werden.

Elektrolyse

Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser erzeugt und möglichst direkt in das Gasnetz eingespeist (die derzeit zulässige Obergrenze für die Wasserstoffkonzentration im deutschen Erdgasnetz beträgt 5 Volumenprozent, im Stadtgasnetz waren etwa 50 % Wasserstoff enthalten) oder in Großspeichern wie Salzkavernen zwischengespeichert<ref name=RSC />. Die zur Elektrolyse benötigte elektrische Energie wird mittels Windkraftanlagen oder durch Solarzellen erzeugt.

Bei der Erzeugung von Wasserstoff als EE-Gas durch Wasserelektrolyse läuft folgende chemische Reaktion ab:

<math>\mathrm{2\;H_2O + Energie \leftrightharpoons 2\;H_2 + O_2}</math>

Zwei Wassermoleküle (H₂O) werden in zwei Wasserstoffmoleküle (H₂) und ein Sauerstoffmolekül (O₂) aufgespalten.

Zur Elektrolyse können alkalische Elektrolyseure, PEM-Elektrolyseure und Festoxidbrennstoffzellen genutzt werden.<ref>Gerda Gahleitner, Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications. In: International Journal of Hydrogen Energy 38, Issue 5, (2013), 2039–2061, 2048, doi:10.1016/j.ijhydene.2012.12.010.</ref>

Methanisierung

Technische Methanisierung

Alternativ kann der Wasserstoff zusammen mit Kohlenstoffdioxid in Methangas umgewandelt werden, das bis zu 100 % in das Gasnetz eingespeist oder in Gasspeichern gelagert werden kann.<ref name="juwi">100% erneuerbar Verein e. V.: Windgas – oder wie man mit fluktuierendem Ökostrom eine sichere Energieversorgung ermöglicht. Abgerufen am 27. März 2011.</ref>

Bei der Erzeugung von Methan als EE-Gas läuft folgende Reaktion ab:<ref name="Sterner2009" />

<math>\mathrm{4\;H_2 + CO_2 \rightarrow CH_4 + 2\;H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -164{,}9\,\frac{\mathrm{kJ}}{\mathrm{mol}}</math>

Dabei beschreibt <math>\Delta H_\mathrm{R}</math> die bei dieser exothermen Reaktion freiwerdende Reaktionsenthalpie. Die Reaktion kann dabei nach den folgenden zwei Teilreaktionen ablaufen:<ref name="Sterner2009" />

(1) <math>\mathrm{H_2 + CO_2 \rightarrow CO + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = +41{,}5\,\frac{\mathrm{kJ}}{\mathrm{mol}}</math>

(2) <math>\mathrm{3\;H_2 + CO \rightarrow CH_4 + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -206{,}4\,\frac{\mathrm{kJ}}{\mathrm{mol}}</math>

In der ersten Teilreaktion reagiert der per Elektrolyse erzeugte Wasserstoff (H₂) zunächst in einer reversen Wassergas-Shift-Reaktion mit Kohlenstoffdioxid (CO₂) zu Kohlenmonoxid (CO) und Wasser (H₂O). In der zweiten Teilreaktion reagiert das im ersten Schritt entstandene Kohlenmonoxid mit weiterem Wasserstoff zu Methan (CH₄) und wiederum Wasser. Bei dieser zweiten Teilreaktion handelt es sich um eine Variante der Fischer-Tropsch-Synthese. <ref> Georg Fuchs, Benedikt Lunz, Matthias Leuthold, Uwe Sauer: Technology Overview on Electricity Storage. Overview on the potential and on the deployment perspectives of electricity storage technologies. Aachen Juni 2012, S. 36 (Online als PDF; 886 KiB, abgerufen am 9. September 2015).</ref> Da der Prozess exotherm verläuft, entsteht Abwärme. Wird diese zur Verdampfung des Wassers in Kombination mit einer Hochtemperatur-Dampfelektrolyse eingesetzt, kann der Wirkungsgrad des Gesamtprozesses um etwa 16 % gesteigert werden.<ref>„Power to Gas“ Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe. Internetseite der DENA. Abgerufen am 24. Juli 2013.</ref>

Mögliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energieträgern befeuerte Kraftwerke, Biogasanlagen, Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft.<ref name="Sterner2009"> Michael Sterner, Jürgen Schmidt (Hrsg.): Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. kassel university press, Kassel 2009, ISBN 978-3-89958-798-2, 4. Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage, S. 104–126 (zugleich: Dissertation an der Universität Kassel 2009, Online als PDF; 17,7 MiB, abgerufen am 1. Dezember 2012).</ref><ref name="SternerJentschHolzhammer2011">Michael Sterner, Mareike Jentsch und Uwe Holzhammer: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes (PDF; 2,1 MB). Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Kassel, Feb. 2011.</ref> Auch Kläranlagen bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an.<ref>Hochschule will Kläranlagen als Energiespeicher nutzbar machen. Internetseite des IWR. Abgerufen am 11. November 2012.</ref> Zwei Verbundeffekte ergeben sich jedoch bei der Kombination mit einer Biogasanlage. Zum einen kann der Einspeisepunkt in das Erdgasnetz gemeinsam genutzt werden, zum anderen enthält Rohbiogas neben Methan als Hauptbestandteil erhebliche Mengen CO₂. Letzteres müsste vor der Einspeisung abgetrennt werden, wie auch bei der Herstellung von Biomethan als Biokraftstoff. Dieser Schritt kann durch Methanisierung eingespart werden. Das schon vorhandene Methan stört dabei nicht, wohl aber Spuren von Schwefelwasserstoff, die für diese Nutzung abgetrennt werden müssen,<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" /> etwa durch Aktivkohle. Ein oxidatives Verfahren wie bei der Rauchgasentschwefelung wäre ungeeignet, da der notwendige Lufteintrag den Ertrag schmälern würde.

Während Wasserstoff als EE-Gas lediglich der Elektrolyse bedarf, laufen die meisten Verfahren zur EE-Gas-Produktion in Form von Methan chemisch ab und erfordern einen hohen Druck, eine hohe Temperatur, CO₂-Konzentration und -Reinheit.

Mikrobielle Methanisierung

Es gibt auch die Möglichkeit, die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von Archaeen durchzuführen. Durch die hohe Selektivität der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden.<ref>Alexander Krajete pitches Bio Power Storage Cleantech Startup Greenthitan. Vortrag beim EcoSummit im März 2011 (englisch).</ref><ref>VDI nachrichten Nr. 18: Technik & Finanzen. 6. Mai 2011.</ref><ref>Sonne in den Tank. Wirtschaftswoche am 4. Mai 2011.</ref> Der mikrobielle Power-to-Gas-Prozess basiert auf dem gleichen Prinzip wie die chemische Variante. Der Unterschied ist, dass er unter physiologischen Bedingungen stattfindet und eine bessere Energieeffizienz hat. Das bedeutet, dass der gebildete Wasserstoff wie beim chemischen Prozess durch Elektrolyse gewonnen wird. Dies geschieht aber bei Raumtemperatur und neutralem pH. Die Methanbildungsraten sind allerdings geringer als bei der chemischen Variante. Dem Problem kann begegnet werden, indem die Kathodenoberfläche vergrößert wird.<ref>Michael Siegert, Matthew D. Yates, Douglas F. Call, Xiuping Zhu, Alfred Spormann, Bruce E. Logan: Comparison of Nonprecious Metal Cathode Materials for Methane Production by Electromethanogenesis. In: ACS Sustainable Chemistry & Engineering. 2, 2014, S. 910, doi:10.1021/sc400520x.</ref>

Der Prozess vollzieht sich schrittweise. Zunächst werden Enzyme sezerniert, die sich an der Kathodenoberfläche anheften<ref>Jörg S. Deutzmann, Merve Sahin, Alfred M. Spormann: Extracellular Enzymes Facilitate Electron Uptake in Biocorrosion and Bioelectrosynthesis. In: mBio. 6, 2015, S. e00496-15, doi:10.1128/mBio.00496-15.</ref> und so das Überpotential zur Elektrolyse reduzieren.<ref>Matthew D. Yates, Michael Siegert, Bruce E. Logan: Hydrogen evolution catalyzed by viable and non-viable cells on biocathodes. In: International Journal of Hydrogen Energy. 39, 2014, S. 16841, doi:10.1016/j.ijhydene.2014.08.015.</ref> Danach beginnen methanogene Archaeen den gebildeten Wasserstoff zur Methanogenese zu nutzen. Diese sogenannten Methanogenen wachsen sowohl bei Raumtemperatur als auch bei höheren Temperaturen, bei denen die Methanbildungsraten ebenfalls höher sind. Methanogene, die typischerweise die Reaktoren besiedeln, gehören den Gattungen Methanobacterium<ref>Pascal F. Beese-Vasbender, Jan-Philipp Grote, Julia Garrelfs, Martin Stratmann, Karl J.J. Mayrhofer: Selective microbial electrosynthesis of methane by a pure culture of a marine lithoautotrophic archaeon. In: Bioelectrochemistry. 102, 2015, S. 50, doi:10.1016/j.bioelechem.2014.11.004.</ref><ref>Michael Siegert, Matthew D. Yates, Alfred M. Spormann, Bruce E. Logan: Methanobacterium dominates biocathodic archaeal communities in methanogenic microbial electrolysis cells. In: ACS Sustainable Chemistry & Engineering. 3(7), 2015, S. 1668, doi:10.1021/acssuschemeng.5b00367.</ref>, Methanobrevibacter<ref>Michael Siegert, Xiu-Fen Li, Matthew D. Yates, Bruce E. Logan: The presence of hydrogenotrophic methanogens in the inoculum improves methane gas production in microbial electrolysis cells. In: Frontiers in Microbiology. 5, 2015, doi:10.3389/fmicb.2014.00778.</ref> und Methanothermobacter (thermophil)<ref>Kozo Sato, Hideo Kawaguchi, Hajime Kobayashi: Bio-electrochemical conversion of carbon dioxide to methane in geological storage reservoirs. In: Energy Conversion and Management. 66, 2013, S. 343, doi:10.1016/j.enconman.2012.12.008.</ref> an. Eine direkte Elektronenübertragung wurde ebenfalls postuliert.<ref>Shaoan Cheng, Defeng Xing, Douglas F. Call, Bruce E. Logan: Direct Biological Conversion of Electrical Current into Methane by Electromethanogenesis. In: Environmental Science & Technology. 43, 2009, S. 3953, doi:10.1021/es803531g.</ref>

Ein neues, sich noch in Entwicklung befindendes, Verfahren verlegt die Methanisierung in den Fermenter einer Biogasanlage und nutzt dafür die vorhandenen Mikroorganismen. Die überschüssigen CO₂-Mengen entstehen, weil die Mikroorganismen zu wenig Wasserstoff vorfinden. Wenn per Elektrolyse direkt im Fermenter Wasserstoff erzeugt wird, kann so eine Methanausbeute von bis zu 95 Prozent erreicht werden und die anfallende Abwärme kann auch noch genutzt werden.<ref>Neues Power-to-Gas-Verfahren: Elektrolyse direkt in der Biogasanlage. Auf: scinexx.de. 20. September 2013.</ref>

Einspeisung

Einspeisepunkte

EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle in das Erdgasnetz eingespeist werden<ref>Biogaseinspeisung Seite 63, Studie herausgegeben von der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (PDF; 5,8 MB)</ref>. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen <ref>Ulrich Wernekinck: Gasmessung und Gasabrechnung. 3. Auflage, DVGW Praxiswissen, ISBN 3-8027-5617-7, S. 129.</ref>, bietet sich beispielsweise auch eine Einspeisung im Bereich existierender oder neu geschaffener Gasversorgungsbauwerke – wozu unter anderem Gaswerke, Gaskraftwerke, Hybridkraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Verdichterstationen oder auch die Gasometer genannten Gasbehälter zählen – als Einspeisepunkte an. Auch eine Verknüpfung der Einspeisung mit vorhandenen Biogasanlagen ist generell denkbar.

Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung

Bei der Umsetzung von Power-to-Gas werden in der Fachwelt verschiedene Probleme diskutiert:

Für die Speicherung als Wasserstoff spricht der deutlich höhere Wirkungsgrad gegenüber der Methanisierung. So können bei der Wasserstoffspeicherung elektrische Gesamtwirkungsgrade (Elektrolyse <math>\rightarrow</math>Speicherung <math>\rightarrow</math>Rückverstromung) von 49 bis 55 % erreicht werden.<ref>Dan Gao, Dongfang Jiang, Pei Liu, Zheng Li, Sangao Hu, Hong Xu: An integrated energy storage system based on hydrogen storage: Process configuration and case studies with wind power. In: Energy 66, (2014), 332–341, doi:10.1016/j.energy.2014.01.095.</ref> Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer, da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann.

Allerdings kann laut dem Gasnetzbetreiber Ontras Wasserstoff im Gas in hohen Konzentrationen die Leitungen beschädigen und teure Nachrüstungen notwendig machen. Preiswerter wäre es für Gasnetzbetreiber, ihn nach der Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen.<ref name="Ontras" /> Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist jedoch davon auszugehen, dass langfristig nur noch wenige Quellen für konzentriertes Kohlenstoffdioxid zur Verfügung stehen werden. Alternativ wäre eine Gewinnung aus der Luft möglich, die jedoch energetisch aufwändig und teuer ist.<ref>Prüfung der klimapolitischen Konsistenz und der Kosten von Methanisierungsstrategien. Ökoinstitut. Abgerufen am 27. Juli 2014.</ref> Eine Tonne CO₂ aufzufangen kostet bis zu 500 Euro.

Die unerwünschten Korrosions-Effekte treten vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, welche heutzutage in der Regel im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was durch mehrere Studien belegt wurde.<ref> Jens Hüttenrauch, Gert Müller-Syring: Zumischung von Wasserstoff zum Erdgas. Nr. 10, 2010, S. 68–71 (Online als PDF, 176 KiB, abgerufen am 2. November 2013).</ref>

Die Bundesnetzagentur vertritt die Meinung, dass sowohl der Wasserstoff prioritär auf der Ebene der Übertragungsnetze als auch die Methanisierung auf der Ebene der Gasverteilnetze eine Zukunft haben.<ref name="Ontras">Ontras gegen zu viel Wasserstoff, vom 20. April 2012. Abgerufen am 21. April 2012.</ref> Gegen eine zu hohe Wasserstoffkonzentration sprechen bei der derzeitigen Infrastruktur nicht nur mögliche Materialschäden an Gasleitungen, Verdichtern und anderen gastechnischen Anlagen, sondern vor allem sicherheitstechnische Fragen zur Vermeidung einer Knallgasreaktion.

Andererseits gibt es bereits im Ruhrgebiet seit 1938 ein über 240 km langes Wasserstoffnetz. Weltweit existierten 2010 mehr als tausend Kilometer Wasserstoffleitungen.<ref>Transport von Wasserstoff (Quelle: TÜV Süd)</ref> Air Liquide betreibt zwölf Pipeline-Netze mit einer Gesamtlänge von 1200 km.<ref>Wasserstoff als Energieträger (Quelle: Air Liquide)</ref>

Weiterhin ist umstritten, wie schnell die Einspeisegrenzen (heute direkt maximal 5 % Wasserstoffanteil) erreicht werden. Bei der Methanisierung wiederum wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb man derzeit von einem Energieverlust bei der Rückverstromung von 50 bis 67 Prozent ausgeht. Dazu gibt die Unternehmensberatung A.T. Kearney an, dass ein sich ergebender Preis von 80 Euro pro Megawattstunde für künstlich produziertes Methan drei mal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre.<ref name ="Manager" />

Nutzung des Synthesegases

Für Wasserstoff und Methan bieten sich unterschiedliche Einsatzmöglichkeiten an. Da Erdgas zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, kann Erdgas in vielen Fällen durch Methan aus Power-to-Gas-Anlagen ersetzt werden. Die Power-to-Gas-Technologie lässt sich somit für viele Anwendungen einsetzen und verbindet somit Märkte für elektrischen Strom, Wärme und Mobilität miteinander.<ref name="RSC" /><ref name="juwi" /> Der Nutzungsgrad ist bei Wasserstoffeinspeisung von der Verwendung des Gases, vom Energieaufwand für die Verdichtung sowie von der Länge der Transportleitungen abhängig.

Erzeugung elektrischer Energie

Die chemische Energie von EE-Gas kann bei Bedarf in elektrische Energie umgewandelt werden.<ref>Windgas bei Greenpeace Energy</ref> Es kann in unterschiedlichen Arten von Gaskraftwerken und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt werden. Wird EE-Gas als Stromspeicher eingesetzt, dann beträgt der Wirkungsgrad von Strom zu Strom zwischen 30 % und 44 %.<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" /> Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von 43 % bis 62 % erreichbar.<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" />

Wärme

Wie Erdgas heute kann EE-Gas für die Wärmebereitstellung beispielsweise zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden. Wird der beigemischte Wasserstoff in einem Brennwertkessel zur Wärmeerzeugung genutzt, wird ein Wirkungsgrad von 69 % erzielt.<ref name="schulze">Manfred Schulze: Wirkungsgrad Power-to-Gas ist konkurrenzfähig. In: Ingenieur.de, 9. März 2012, online: in einer Demonstrationsanlage mit etwa 30 kW Leistung geplant.

Energiepark Mainz

Im Energiepark Mainz wurde im Juli 2015 ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 6 MW in Betrieb genommen, die als die bis dato weltgrößte Power-to-Gas-Anlage gilt. Der produzierte Wasserstoff wird teilweise in das Gasnetz eingespeist und teilweise an Wasserstofftankstellen ausgeliefert.<ref>Weltgrößte Anlage: Startschuss für grünen Wasserstoff aus Mainz . In: IWR, 8. Juli 2015. Abgerufen am 8. Juli 2015.</ref> Das Forschungsprojekt wurde unter anderem vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Beteiligt sind die Hochschule RheinMain sowie die Unternehmen Siemens, Linde und die Stadtwerke Mainz.<ref>Energiepark Mainz. Abgerufen am 15. Juni 2013.</ref><ref>Lob für Energieanlage im Wirtschaftspark. In: Allgemeine Zeitung Mainz, 8. Juni 2013. Abgerufen am 15. Juni 2013.</ref>

Reguläre Methaneinspeisung durch RWE in Ibbenbüren

Der Energiekonzern RWE hat im August 2015 mit der regulären Einspeisung von elektrochemisch produziertem Wasserstoff in einer Power-to-Gas Anlage im Nordrheinwestfälischen Ibbenbüren begonnen. Die Anlage hat eine Kapazität von 150 kW und eine Effizienz (Strom zu Wasserstoff) von 86 %.<ref>RWE startet Power-to-Gas-Anlage in NRW. In: PV-Magazine, 18. August 2015. Abgerufen am 18. August 2015.</ref>

Weitere Planungen für Power-to-Gas-Anlagen

Weitere Anwenderin der Power-to-Gas-Technologie ist die sunfire GmbH.<ref>Power to Gas-Verfahren der sunfire GmbH. Abgerufen am 21. Dezember 2012.</ref>

Laut Manager Magazin interessieren sich auch Enercon und einige Stadtwerke für die Power-to-Gas-Technologie. Als Argument dafür, dass sich inzwischen auch Gasversorger für die Technik interessieren, wird unter anderem der rückgängige Gasbedarf zum Heizen auf Grund verbesserter Isolierung von Gebäuden angeführt.<ref name="Manager" />

Anlagen außerhalb Deutschlands

Underground Sun Storage in Pilsbach, Österreich

In Österreich wurde 2014 ein Forschungsprojekt in Angriff genommen, bei dem mittels Power-to-Gas-Technologie erzeugtes Methangas direkt in einen unterirdischen Porengasspeicher eingebracht werden soll. Abgeschlossen werden soll das Forschungsprojekt im Jahr 2016.<ref>Einmaliges Forschungsprojekt zur unterirdischen Speicherung von Wind- und Sonnenenergie. Pressemitteilung der RAG vom 23. April 2014. Abgerufen am 18. Juni 2015.</ref>

Versorgung von Utsira in Norwegen

Von 2004 bis 2008 wurden zehn Haushalte der norwegischen Insel Utsira von Windkraftanlagen sowie einem Speichersystem bestehend aus Elektrolyseur, Druckspeicher, Brennstoffzelle und Wasserstoffturbine mit Strom versorgt.<ref>Utsira Wind Power and Hydrogen Plant (PDF)</ref>

Demonstrationsanlage in Foulum, Dänemark

Die Universität Aarhus, das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), Erdgas Zürich sowie weitere dänische und deutsche Akteure engagieren sich für eine Demonstrationsanlage im dänischen Foulum.<ref>Wenn Erdgas-Autos Windstrom tanken. In: AEW on! Das Onlinemagazin der AEW Energie AG. Abgerufen am 15. Juli 2013. </ref>

GRHYD-Demonstratonsprojekt in Dunkerque, Frankreich

Ein unter anderem aus GDF Suez und Areva bestehendes Industriekonsortium plant in Dunkerque zum einen eine Tankstelle für einen Flüssigkraftstoff mit bis zu 20 % Wasserstoffanteil, zum anderen die Einspeisung von Wasserstoff in das Gasverteilnetz.<ref>GDF Suez: The GRHYD demonstration project, abgerufen am 21. Juli 2013</ref>

Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil, Schweiz

Die Regio Energie Solothurn plant in Zuchwil (Kanton Solothurn) ein „Hybridwerk“ in Betrieb zu nehmen, das Strom-, Gas- und Wärmenetze miteinander verbinden soll. Die erste Ausbaustufe dieses Hybridwerks, bestehend aus einer 6-MW-Gasheizzentrale mit zwei 5,5-MWh-Wärmespeichern, einem 0,7-MW-Blockheizkraftwerk, einem 300-kW_el-Elektrolyseur und einem Wasserstoffspeicher, soll Ende 2014 ^[veraltet] in Betrieb genommen werden. In einer weiteren Ausbaustufe soll neben zwei weiteren größeren BHKWs und einem zusätzlichen Wärmespeicher auch eine Methanisierungsanlage und ein 300-kW-Druckluftspeicher in das Hybridwerk integriert werden.<ref>Anita Niederhäusern: Regio Energie Solothurn: Strom- Gas und Wärmenetz verknüpfen, ee-news.ch vom 13. Mai 2013, abgerufen am 14. November 2013.</ref><ref>Schema des Hybridwerks, abgerufen am 14. November 2013.</ref><ref>Regio Energie: Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil, YouTube-Video, abgerufen am 14. November 2013.</ref>

Pilot- und Demonstrationsanlage in Rapperswil, Schweiz

Das IET Institut für Energietechnik an der HSR Hochschule für Technik Rapperswil hat am 15. Dezember 2014 die erste Power-to-Methane-Anlage in der Schweiz in Betrieb genommen. Die Pilot- und Demonstrationsanlage soll mit Sonnenenergie Methangas aus Wasser und CO₂-Emissionen erzeugen. Sie wurde von der Firma ETOGAS geliefert und hat eine elektrische Leistung von 25 Kilowatt.<ref>HSR produziert Treibstoff aus Sonne, Wasser und CO₂-Emissionen, Medienmitteilung der HSR Hochschule für Technik Rapperswil, 15. Dezember 2014</ref>

Siehe auch

• BtL-Kraftstoff („Kraftstoff aus Biomasse“), CtL-Kraftstoff (Coal to Liquid), GtL-Kraftstoff (Gas to Liquid), XtL-Kraftstoff (X to Liquid)
• Methanol-, Wasserstoffwirtschaft
• Power-to-Ammonia („Strom zu Ammoniak“), Power-to-Heat

Literatur

• Michael Sterner, Ingo Stadler Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration, Berlin – Heidelberg 2014, ISBN 978-3-642-37379-4.
•  Michael Sterner, Jürgen Schmidt (Hrsg.): Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. kassel university press, Kassel 2009, ISBN 978-3-89958-798-2, 4. Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage, S. 104–126 (zugleich: Dissertation an der Universität Kassel 2009, Online als PDF; 17,7 MiB, abgerufen am 1. Dezember 2012).
• Gerda Gahleitner, Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications. In: International Journal of Hydrogen Energy 38, Issue 5, (2013), 2039–2061, doi:10.1016/j.ijhydene.2012.12.010.
• Alberto Varone, Michele Ferrari, Power to liquid and power to gas: An option for the German Energiewende. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 45, (2015), 207–218, doi:10.1016/j.rser.2015.01.049.

Weblinks

• Strategieplattform Power to Gas
• Power-to-Gas Forschung am Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES: „Power-to-Gas“ – erneuerbares Gas verbindet Energienetze
• Deutsche Energie-Agentur (Hrsg.): Fachbroschüre: Power to Gas. Eine innovative Systemlösung auf dem Weg zur Marktreife. (PDF; 2,6 MB, 13 S.) Stand: Dezember 2013
• Deutsche Energie-Agentur (Hrsg.): Eckpunktepapier der Strategieplattform Power to Gas. Der Beitrag von Power to Gas zur Erreichung der energiepolitischen Zielstellungen im Kontext der Energiewende. (PDF; 0,8 MB, 6 S.) Berlin, 4. November 2013
• speicher-bar – Informations-Blog zu Power to Gas

Einzelnachweise

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