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Power to Gas kurz PtG oder P2G frei übersetzt Strom zu Gas ist ein energiewirtschaftliches Konzept bzw eine Technologie

Power-to-Gas

Power-to-Gas (kurz PtG oder P2G, frei übersetzt: ‚Strom zu Gas‘) ist ein energiewirtschaftliches Konzept (bzw. eine Technologie), nach dem mittels Wasserelektrolyse und unter Einsatz elektrischen Stroms ein Brenngas hergestellt wird. Dieses Brenngas (oft Wasserstoff, ggf. Ammoniak, Methan) kann zur späteren Verwendung gespeichert werden. Unter anderem kann es als Treibstoff (Power-to-Fuel) oder als chemischer Rohstoff (Power-to-Chemicals) dienen oder zur späteren Rückverstromung in Gaskraftwerken in der Gasinfrastruktur zwischengespeichert werden. Daneben existieren auch Konzepte für integrierte Speicherkraftwerke auf Basis reversibler Brennstoffzellen, die mit Strom-zu-Strom-Speicherwirkungsgraden bis etwa 70 % deutlich höhere Gesamtwirkungsgrade versprechen als bisher existierende Power-to-Gas-Speicherprozesse.

Demonstrations-Power-to-Gas-Anlage in einem spanischen Windpark

Power-to-Gas ist eine sogenannte Power-to-X-Technologie. Power bezeichnet in diesem Zusammenhang temporäre Stromüberschüsse und das X die Energieform oder den Verwendungszweck, in den die elektrische Energie gewandelt wird. Power-to-Gas wird als saisonaler Langfristspeicher angesehen, der niedrigere Wirkungsgrade besitzt als die direkte Verwertung von Stromüberschüssen im Wärmesektor oder Verkehrswesen (Power-to-Heat, Vehicle-to-Grid) per Sektorenkopplung oder als die Kurzfristspeicherung. Deshalb sollten diese Technologien aus Effizienzgründen früher zum Einsatz kommen als Langfristspeicher wie die Gasherstellung. Es wird davon ausgegangen, dass die Power-to-Gas-Technologie beim heutigen Stand der Technik erst in der dritten Phase der Energiewende benötigt wird, wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien am Strommix 60 bis 70 % und mehr erreicht; andere Quellen nennen 80 %. Bei niedrigeren Anteilen sind Flexibilisierungsmaßnahmen im Energiesystem wie etwa der verstärkte Einsatz von Wärmepumpenheizungen, Elektroautos, Smart Grids und Kurzfristspeichern effektiver. Ein Einsatz von Power-to-Gas zum Energietransport, um beispielsweise 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.

Energiewirtschaftlich und ökologisch sinnvoll ist die Nutzung der Power-to-Gas-Technologie nur, wenn für die Herstellung Stromüberschüsse aus erneuerbaren Energien (EE) verwendet werden. Der Einsatz von Graustrom aus fossilen Energien würde die Emissionen vervielfachen statt senken und wäre damit energetisch und ökologisch kontraproduktiv. Daher 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.

Entwicklungsgeschichte Bearbeiten

Eine mögliche Definition von Power-to-Gas lautet:

„Der Begriff Power-to-Gas steht für ein Konzept, bei dem überschüssiger Strom dazu verwendet wird, per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid (CO2) in synthetisches Methan umzuwandeln.“

Das Grundkonzept, mittels Windenergie elektrolytisch erzeugten Wasserstoff als Energieträger zu nutzen, wurde bereits Mitte des 19. Jahrhunderts vorgeschlagen. Bereits im Jahr 1840 soll der belgische Professor Nollet einen entsprechenden Vorschlag gemacht haben; nachgewiesen ist ein Vorschlag aus dem Jahr 1868. 1874 schrieb schließlich Jules Verne von einer Wasserstoffwirtschaft. Technisch umgesetzt wurde die Idee erstmals im Jahr 1895, als der dänische Windkraftpionier Poul la Cour eine Windkraftanlage mit angeschlossenem Elektrolyseur in Betrieb nahm, die Knallgas zur Beleuchtung der Schule in Askov lieferte.

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. 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 Normkubikmeter (m³) Gas sei, der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32,5 Milliarden m³ erhöhen soll.

Eingeordnet nach der neunstufigen Technology-Readiness-Level-Skala befand sich die chemische Methanherstellung über Power-to-Gas-Anlagen im Jahr 2017 zwischen den Stufen 7 („Prototyp im Einsatz“) und 8 („Qualifiziertes System mit Nachweis der Funktionstüchtigkeit im Einsatzbereich“).

Mit Stand Mai 2018 befanden sich in Europa 128 Forschungs- und Demonstrationsanlagen in verschiedenen Stadien der Umsetzung oder Planung; davon waren 63 bereits in Betrieb.

Im Juni 2020 hat die deutsche Bundesregierung eine „nationale Wasserstoffstrategie“ beschlossen. Über einen wirtschaftspolitischen Rahmen sowie 9 Milliarden Euro Staatshilfen soll mit Hilfe von Wasserstoff die Energiewende vorangebracht werden.

Konzepte Bearbeiten

Schematische Darstellung eines Wind-to-Gas-Hybridkraftwerkes (integrierte elektrolytische Wasserstoffherstellung ohne nachfolgende Methanisierung)

Klassisches Konzept Bearbeiten

Das klassische Power-to-Gas umfasst die Umwandlung regenerativ erzeugter elektrischer Energie in chemische Energie und deren Speicherung im verfügbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase. Hierfür wird Wasser zunächst mit Elektrolyseuren in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten, darauf unter Zugabe von Kohlenstoffdioxid methanisiert und schließlich ins Erdgasnetz eingespeist. Anschließend kann dieser Brennstoff für verschiedene Zwecke verwendet werden: Neben der Rückverstromung in Gaskraftwerken oder Blockheizkraftwerken ist auch die Nutzung im Verkehrssektor sowie zur Wärmeerzeugung möglich.

Gas-Gewinnung Bearbeiten

Wasserelektrolyse schematisch. Effiziente Anlagen benötigen nur 1,8 Volt

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 und anschließend ggf. per Methanisierung in Methan umgewandelt werden.

Zur Steigerung des Gesamtwirkungsgrades ist es sinnvoll, die bei der Elektrolyse sowie der Methanisierung anfallende Abwärme ebenfalls zu nutzen. Diese fällt bei der alkalischen bzw. der PEM-Elektrolyse auf einem Temperaturniveau von 40 bis 90 °C bzw. 20 bis 100 °C an und kann somit z. B. für die Einspeisung in die Rückläufe von Wärmenetzen, als Prozesswärme für bestimmte Industrieprozesse oder als Wärmequelle für Schwimmbäder oder Krankenhäuser dienen.

Elektrolyse Bearbeiten

Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser erzeugt und möglichst direkt in das Gasnetz eingespeist (die zulässige Obergrenze für die Wasserstoffkonzentration im deutschen Erdgasnetz liegt mit Stand von 2015 im einstelligen Prozentbereich, im Stadtgasnetz waren etwa 50 % Wasserstoff enthalten) oder in Großspeichern wie Salzkavernen zwischengespeichert. 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:

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

Zur Elektrolyse können alkalische Elektrolyseure, PEM-Elektrolyseure und Festoxidbrennstoffzellen genutzt werden. Weitere Elektrolysetechniken befinden sich in der Erforschung. Beispielsweise wurde 2017 ein Elektrolyseur auf Basis eines Nickel-Eisen-Akkumulators vorgestellt, der zunächst wie ein herkömmlicher Akkumulator geladen und entladen werden kann. Erreicht der Akkumulator seine Kapazitätsgrenze und wird weiter Strom zugeführt, wird stattdessen Wasserstoff produziert. Solche Anlagen hätten den Vorteil, dass sie sowohl zur Kurz- als auch zur Langfristspeicherung geeignet wären.

Ein Beispiel für die industrielle Realisierung ist die Wasserstoffproduktion durch die Wind to Gas Energy GmbH & Co. KG auf dem Gelände des Industrieparks Brunsbüttel.

Methanisierung Bearbeiten
Technische Methanisierung Bearbeiten
Methanisierung von CO2 mittels elektrolytisch gewonnenem Wasserstoff

Alternativ kann der Wasserstoff zusammen mit zuvor aus Industrieprozessen abgeschiedenem oder aus der Luft gewonnenem Kohlenstoffdioxid in Methangas umgewandelt werden, was eine Form des Carbon-Capture-and-Utilization-Konzeptes darstellt. Das gewonnene Methan kann anschließend bis zu 100 % in das Gasnetz eingespeist oder in Gasspeichern gelagert werden. Im Gegensatz zur Wasserstoffherstellung steht in diesem Fall die komplette Erdgasinfrastruktur für Speicherung und Transport zur Verfügung.

Grundsätzlich gilt jedoch, dass die Erzeugung von synthetischem PtG-Methan solange unsinnig ist, solange noch parallel aus fossilem Erdgas Wasserstoff für die stoffliche Nutzung gewonnen wird. Bislang werden von der Wirtschaft große Mengen Wasserstoff benötigt. 2010 nutzte die deutsche Industrie z. B. mehr als 60 TWh Wasserstoff für die Produktion von Ammoniak, Methanol und in Raffinerien, die durch Elektrolysewasserstoff aus erneuerbaren Energien ersetzt werden könnten.

Bei der Erzeugung von Methan als EE-Gas läuft folgende Reaktion ab:

Dabei beschreibt die bei dieser exothermen Reaktion freiwerdende Reaktionsenthalpie. Die Reaktion kann dabei nach den folgenden zwei Teilreaktionen ablaufen:

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. 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.

Mögliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energieträgern befeuerte Kraftwerke, Biogasanlagen, Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft. Auch Kläranlagen bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an, insbesondere für kommunale Betriebe mit eigenem Fuhrpark. 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, 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 Bearbeiten

Es ist möglich, die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von Archaeen durchzuführen (biologische Methanisierung). Durch die hohe Selektivität der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden. 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-Wert. Die Methanbildungsraten sind allerdings geringer als bei der chemischen Variante. Dem Problem kann begegnet werden, indem die Kathodenoberfläche vergrößert wird.

Der Prozess vollzieht sich schrittweise. Zunächst werden Enzyme sezerniert, die sich an der Kathodenoberfläche anheften und so das Überpotential zur Elektrolyse reduzieren. 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 Methanobrevibacter und Methanothermobacter (thermophil) an. Eine direkte Elektronenübertragung wurde ebenfalls postuliert.

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.

Einspeisung Bearbeiten

Einspeisepunkte Bearbeiten

EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle in das Erdgasnetz eingespeist werden. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen, 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 Bearbeiten

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. Bei Wasserstoff- und Sauerstoffspeicherung nach Hochdruckelektrolyse und einem nachfolgenden, mit Knallgas betriebenen GUD-Kraftwerk konnte an einer Windkraftanlage ein mittlerer elektrischer Gesamtwirkungsgrad (Elektrolyse Speicherung Rückverstromung) bis 50 % demonstriert werden. Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer, da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann. Bei der Methanisierung wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb der Energieverlust bei der Rückverstromung 2012 bei 50 bis 67 Prozent lag. Dazu gab die Unternehmensberatung A.T. Kearney 2012 an, dass ein sich ergebender Preis von 80 Euro pro Megawattstunde für künstlich produziertes Methan dreimal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre. Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist außerdem 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. Eine Tonne CO2 aufzufangen kostet bis zu 500 Euro.

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. Der Gasnetzbetreiber Ontras sieht den Wasserstoff-Anteil im Gas derzeit aufgrund von Beschränkungen bei den Anwendungen, insbesondere bei CNG als Kraftstoff, bei 2 Prozent. Das Leitungssystem verträgt jetzt schon auch höhere Wasserstoffanteile. Der Verein des Deutschen Gas- und Wasserfachs (DVGW) sieht 10 Prozent Wasserstoff als unkritisch an. Die Alternative wäre, ihn nach der Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen.

Umstritten ist, wie hoch die Einspeisegrenzen für Wasserstoff sein können. Gegen zu hohe Wasserstoffkonzentration sprechen 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 1000 Kilometer Wasserstoffleitungen. Air Liquide betrieb mit Stand von 2016 weltweit Wasserstoff-Pipelines mit einer Gesamtlänge von fast 2000 km.

Außerdem treten die unerwünschten Korrosions-Effekte vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, die hauptsächlich im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was durch mehrere Studien belegt wurde.

Nutzung des Synthesegases Bearbeiten

Wirkungsgrad je nach Verwendung des Stroms, Feb. 2011
(ggf. Methanisierung von Biogas)
Weg Wirkungsgrad Anmerkung
Strom → Gas
Wasserstoff 54–72 % mit 200 bar komprimiert
Methan (SNG) 49–64 %
Wasserstoff 57–73 % mit 80 bar komprimiert
(Erdgasleitung)
Methan (SNG) 50–64 %
Wasserstoff 64–77 % ohne Kompression
Methan (SNG) 51–65 %
Strom → Gas → Strom
Wasserstoff 34–44 % mit 80 bar komprimiert
und zu 60 % verstromt
Methan (SNG) 30–38 %
Strom → Gas → Strom & Wärme (KWK)
Wasserstoff 48–62 % mit 80 bar komprimiert und
Strom/Wärme anteilig 40/45 %
Methan (SNG) 43–54 %

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. 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 Bearbeiten

Die chemische Energie von EE-Gas kann bei Bedarf in elektrische Energie umgewandelt werden. Es kann in unterschiedlichen Arten von Gaskraftwerken und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt werden. Wird EE-Gas als Stromspeicher eingesetzt, beträgt der Wirkungsgrad von Strom zu Strom zwischen 30 % und 44 %. Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von 43 % bis 62 % erreichbar (45 % Wärmeanteil der KWK mit eingerechnet).

Wärme Bearbeiten

Wie fossiles Erdgas heute kann EE-Gas theoretisch für die Wärmebereitstellung beispielsweise zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden. Für die Gasherstellung fallen dann etwa 35 % thermische Energieverluste an. In der Praxis wäre es jedoch energetisch sehr ineffizient, Gebäude mit EE-Gas und Gas-Brennwertkesseln zu beheizen, da eine solche Wärmeversorgung ein Mehrfaches an Primärelektrizität benötigen würde als der alternative Einsatz einer Wärmepumpenheizung. So würde ein von einer Wärmepumpe beheiztes Haus mit 15.000 kWh Wärmebedarf pro Jahr bei einer üblichen Jahresarbeitszahl von 3 rund 5.000 kWh elektrischer Energie benötigen. Eine sehr effiziente Wärmepumpe mit einer Jahresarbeitszahl von 5 käme sogar mit nur 3000 kWh aus. Hingegen läge der Stromverbrauch bei Nutzung einer Gas-Brennwerttherme, die mit PtG-Gas betrieben wird, infolge der Verluste bei der Gasherstellung bei insgesamt ca. 23.000 kWh, und damit um ein Mehrfaches höher.

Eine 2022 erschienene Übersichtsarbeit, die 32 unabhängige (d. h. nicht von Industrieverbänden oder -unternehmen in Auftrag gegebene) Studien analysierte, kam zu dem Ergebnis, dass emissionsarmer oder emissionsfreier Wasserstoff zwar massiv von der Gas- und Heizungsindustrie beworben und als Schlüsseltechnologie gepriesen werde, jedoch keine einzige der untersuchten Studien den großflächigen Einsatz von Wasserstoff zu Heizzwecken empfahl. Stattdessen kamen die Studien zum Ergebnis, dass Wasserstoff verglichen mit anderen Alternativen wie Wärmepumpen, Solarthermie oder Fernwärmenetzen teurer, ineffizienter und ressourcenintensiver sei und größere negative Umweltauswirkungen habe. Insbesondere verursachten Wasserstoffheizungen aufgrund des um etwa Faktor fünf höheren Energieverbrauchs höhere Energiesystemkosten als die Alternativen, bedeuteten höhere Gesamtkosten für Endverbraucher und benötigten mehr Energieinfrastruktur, Ressourcen und verursachten mehr Flächenverbrauch. Auch würde sich durch sinkende Wasserstoffkosten durch günstigere Ökostromproduktion kein Vorteil ergeben, da dieser Vorteil genauso für Wärmepumpen gelte und damit das relative Kostenverhältnis der Technologien sich nicht verändere. Zwar könnte Wasserstoff eine ergänzende Rolle im Wärmesektor spielen, beispielsweise für Spitzenlasten in Wärmenetzen, die vorhandene Beleglage liefere aber keinen Grund für die Annahme, dass fossiles Erdgas 1 zu 1 durch Wasserstoff ersetzt werden solle. Im Gegenteil berge die Diskussion über zukünftige Wasserstoffheizungen die Gefahr, dass der Umstieg auf bereits heute verfügbare saubere Heiztechnologien, die schon heute Emissionen einsparen könnten, verzögert würde. Auch gebe es zahlreiche konkurrierende Wasserstoffgroßverbraucher z. B. in der Industrie, für die es kaum Alternativen zum Wasserstoff gebe, die daher Vorrang vor Heizungen haben sollten.

Mobilität Bearbeiten
Methanzapfsäule in Italien

EE-Gas kann unter anderem in Brennstoffzellenfahrzeugen oder zum Antrieb von Gasfahrzeugen mit Verbrennungsmotor (z. B. Erdgasfahrzeuge) eingesetzt werden. Eine mögliche Anwendung von EE-Gas in Form von EE-Wasserstoff wird möglicherweise die Mobilität in Form von Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge sein. Dies erklärt sich aus folgenden Gründen:

  • Die Gewinnung von EE-Wasserstoff erfolgt in Zeiten hohen Energieangebotes aus Wind- bzw. Solarenergie mit dem Ziel, Energie aus dem elektrischen System herauszutransferieren: Eine Rückführung dieser Energie in das elektrische System ist mit hohen Verlusten verbunden und sollte unterbleiben bzw. Engpasszeiten (zu wenig Stromangebot) vorbehalten bleiben.
  • die Preise für Wind- und Solarstrom sinken seit Jahren.

Neben der Nutzung von Gas kommen für den Mobilitätssektor auch synthetische flüssige Kraftstoffe in Frage, eine Technik, die als Power to Liquid (deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Flüssigkeit“) bekannt ist. Anders als Power-to-Gas haben die unterschiedlichen Power-to-Liquid-Technologien die Herstellung flüssiger Kraftstoffe wie z. B. Methanol als Ziel. Gründe für die Herstellung flüssiger Treibstoffe anstelle von Methan sind unter anderem die niedrige volumetrische Dichte von Methan sowie sein vergleichsweise hohes Treibhauspotential von ca. 30. Daher wird die Methanolherstellung durch Hydrierung von Kohlendioxid für die Synthese von Kraftstoffen für das Verkehrswesen als vielversprechenderer Technologiepfad angesehen als die Produktion von gasförmigem Methan.

Gerade im PKW-Sektor gilt die großflächige Nutzung synthetischer Brennstoffe aus PtG bzw. PtL-Anlagen aber als wenig sinnvoll, da sich aufgrund des geringen Gesamtwirkungsgrades dieses Systems ein bei weitem höherer Energiebedarf ergibt als beim Einsatz von batterieelektrischen Fahrzeugen. Dies wiederum würde sowohl einen deutlich höheren Zubau erneuerbarer Energieanlagen erfordern als auch höhere Kosten verursachen. Auch Brennstoffzellenfahrzeuge gelten aufgrund des hohen Energieverbrauchs vor allem als mögliche Alternative im Langstreckenverkehr. Hingegen könnten Wasserstoff oder alternativ daraus gewonnene synthetische Brennstoffe die Rolle als wichtigster Treibstoff im Langstrecken-Schiffsverkehr sowie der Luftfahrt einnehmen.

Integriertes Konzept Bearbeiten

Neben Anlagen, die das Synthesegas in das Gasnetz einspeisen oder für Endnutzer im Verkehrswesen bereitstellen, existieren auch Konzepte für integrierte Power-to-Gas-Anlagen, die das Synthesegas in anlageneigenen Tanks oder Kavernen zwischenspeichern und schlussendlich wieder elektrische Energie (und ggf. Wärme) in die Netze der öffentlichen Energieversorgung einspeisen. Diese Anlagen weisen häufig besondere Konzepte zur Abwärmenutzung auf und erreichen somit höhere Wirkungsgrade als netzeinspeisende Anlagen.

Im Jahr 2015 wurde von Jensen u. a. eine Studie mit einem solchen Konzept in der Fachzeitschrift Energy and Environmental Science veröffentlicht. Anstelle von Elektrolyseuren, Methanisierungsanlagen und Gaskraftwerken zur Rückverstromung sollen reversibel arbeitende Festoxidbrennstoffzellen zum Einsatz kommen, die beim Speicherprozess aus Wasser und Kohlenstoffdioxid ein Methan-Wasserstoffgemisch und beim Entladevorgang wieder die Ausgangsmaterialien herstellen. Durch die Arbeitsweise bei relativ niedriger Temperatur und hohem Druck kann die bei der stark endothermen Spaltung von Wasser und Kohlenstoffdioxid in Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Sauerstoff erforderliche Wärme genutzt werden, womit Wärme- und damit Effizienzverluste beim Speichervorgang stark vermindert werden. Gespeichert würden Methan und Kohlendioxid in zwei unterschiedlichen unterirdischen Kavernenspeichern, die auf eine Speicherkapazität von mehreren Monaten dimensioniert werden könnten.

Bei der Rückverstromung würde unterirdisch verpresstes Brenngas (ein Gemisch aus Methan und Wasserstoff) nach Entspannung, Erhitzung und Vermischung mit Wasser in die Brennstoffzelle geleitet, die aus dem Brenngas elektrische Energie und ein wasserdampf- und kohlenstoffdioxidreiches Abgas gewönne, wobei letzteres wieder gespeichert würde. Die heißen Abgase aus der Brennstoffzelle würden hierbei genutzt, um die Brenngase vor Eintritt in die Brennstoffzelle zu erhitzen. Diese thermische Integration der einzelnen Systembestandteile gilt als Schlüsselbedingung für den hohen Gesamtwirkungsgrad der Anlage. Auf diese Weise lässt sich nach Angabe der Autoren ein gesamter Speicherwirkungsgrad von bis ca. 72 % bei vergleichsweise geringen Kosten erzielen. In Sachen Kapazität, Kosten und Wirkungsgrad sei die Technik in etwa vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken, allerdings sei die Speicherbasis chemisch, womit dieser Speicher der bessere Langfristspeicher sei. Die Speicherkosten seien unter bestimmten Umstände vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken und günstiger als Batteriespeicher, Druckluftspeicher und herkömmlicher Wasserstoffspeicher. Basis dieser Berechnung war ein Speicherkraftwerk mit 250 MW installierter Leistung der Brennstoffzellen und einer Speicherkapazität von 500 GWh (ca. 3 Monate). Die Lebensdauer der Gesamtanlage wurde mit 20 Jahren angesetzt, die der Brennstoffzellen mit 5 Jahren. Eine 2018 in der Fachzeitschrift Energy online-first publizierte Studie, die dieses Konzept aufgriff und weiterentwickelte, kam zum Ergebnis, dass mit einem solchen integrierten Power-to-Gas-Konzept sogar Strom-zu-Strom-Wirkungsgrade bis etwa 80 % möglich sein könnten.

Power-to-Chemicals Bearbeiten

Neben der Einspeisung ins Gasnetz könnte Wasserstoff aus regenerativen Stromüberschüssen ebenfalls als Rohstoff für die (chemische) Industrie dienen und dort benötigten Wasserstoff ersetzen, der derzeit noch aus fossilen Quellen gewonnen wird. Dies wird als „Power-to-Chemicals“ bezeichnet. Da die Chemieindustrie maßgeblich auf den fossilen Rohstoffen Erdöl und Erdgas basiert, muss die Chemieindustrie mit der Verknappung dieser Rohstoffe langfristig ihre Rohstoffbasis auf regenerative Quellen umstellen. Power-to-Gas-Anlagen ermöglichen es, mittels erneuerbarem Überschussstroms synthetische Rohstoffe auf Basis von Wasser und Kohlendioxid zu gewinnen, aus denen wiederum komplexere Grundstoffe wie Methan, Methanol oder Polymere hergestellt werden können. Indirekt handelt es sich bei Power-to-Chemicals ebenfalls um einen Speicherprozess, da auf diese Weise keine fossilen Energieträger mehr als Rohstofflieferanten benötigt werden, sondern potentiell für energetische Zwecke zur Verfügung stehen. Zudem können Power-to-Chemicals-Anlagen das Energiesystem wie auch andere Speicher flexibler gestalten, beispielsweise durch Bereitstellen von Regelleistung oder durch Einsatz im Lastmanagement.

Als Abnehmer der Produkte kommt insbesondere die Chemieindustrie in Frage, jedoch haben auch weitere Industriebranchen einen teils hohen Bedarf für Wasserstoff oder andere Synthesegase. Beispielsweise könnten Erdölraffinerien, die einen erheblichen Wasserstoffbedarf haben, mit Wasserstoff aus Power-to-Gas-Anlagen versorgt werden, womit der CO2-Ausstoß des Verkehrs nennenswert gesenkt werden könnte. Dieser Einsatz von Power-to-Gas-Anlagen hat gegenüber der Methanisierung mit anschließender Rückverstromung große Vorteile in Hinblick auf Kosten und Wirkungsgrad und sollte deswegen zunächst bevorzugt eingesetzt werden. So könnte bei Power-to-Gas-Anlagen zunächst auf den mit zusätzlichen Energieverlusten verbundenen Schritt der Methanisierung verzichtet werden, während zugleich die ebenfalls verlustbehaftete Erzeugung von Wasserstoff aus fossilem Erdgas entfiele. Zu früh auf die Methanisierung für die Rückverstromung zu setzen würde im Umkehrschluss bedeuten, unsinnigerweise mit Energieverlusten Methan aus vorhandenem Öko-Wasserstoff zu machen, während gleichzeitig und ebenfalls mit Energieverlusten fossiler Wasserstoff aus Erdgas hergestellt würde.

Rolle von Power-to-Gas im Energiesystem Bearbeiten

Die unterschiedlichen Einsatzbereiche von sauberem Wasserstoff nach ihrer Wirtschaftlichkeit eingeordnet

Im Zuge der Energiewende werden immer mehr variable erneuerbare Energien errichtet, insbesondere Windkraft- und Photovoltaikanlagen. Dadurch, dass zugleich konventionelle Grundlastkraftwerke 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 deren Einspeisung zeitweise auch ohne Einspeisung fossiler Kraftwerke höher liegen als die Nachfrage, womit die Energie entweder genutzt, exportiert 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 primär Kurzfristspeicher, für eine regenerative Vollversorgung wird jedoch 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 herkömmliche Speicher zur Sicherung der Netzstabilität eingesetzt werden, indem sie als regelbare Last eingesetzt werden. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass Strom aus erneuerbaren Energien im Allgemeinen und Stromüberschüsse im Besonderen auf absehbare Zukunft zunächst mengenmäßig begrenzt bleiben werden. Daher ist es zweckmäßig, Ökostrom vor allem für diejenigen Prozesse einzusetzen, wo er den größten Umweltnutzen entfalten kann. Energiewirtschaftliche Analysen ergaben, dass das vor allem bei der Nutzung von Überschussstrom für Wärmepumpen und Elektroautos durch Sektorenkopplung der Fall ist. Diese Technologien sollten früher zum Einsatz kommen als die Erzeugung von Brenngasen mittels Power-to-Gas-Technologie.

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. Unterhalb eines Anteils von 40 % Erneuerbarer Energien gelten 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. Die Speicher würden in diesem Fall größtenteils zur besseren Auslastung von in Grundlast betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerken eingesetzt; zugleich würden die Kosten für den Neubau der Speicher den Nutzen durch eine gleichmäßigere Kraftwerksfahrweise deutlich übersteigen. Daher werden zusätzliche Speicher in Deutschland frühestens ab dem Jahr 2020 für notwendig gehalten. Auch bei Anteilen Erneuerbarer Energien von bis ca. 70 % am Jahresstrombedarf bleibt der Speicherbedarf zunächst moderat, sodass Power-to-Gas in absehbarer Zeit noch nicht benötigt wird, sondern zur Marktreife gebracht werden kann. Ein Bedarf für saisonale Speicherung tritt erst auf, wenn der Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung 60 bis 80 % erreicht. Dann sollten mit Power-to-Gas zunächst synthetische Brennstoffe produziert werden, die 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.

Grundsätzlich gilt, dass die gleichzeitige Erzeugung von synthetischem Methan 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 als EE-Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann. Daher sollten bei der Einbindung von Stromüberschüssen zunächst energieeffizientere Technologien wie Power-to-Heat zum Einsatz kommen und erst später die deutlich verluststärkere Power-to-Gas-Technologie genutzt werden. Da Power-to-Gas auch kostenintensiver ist als die genannten Alternativen, wird diese Nutzungsreihenfolge auch aus wirtschaftlichen Gründen empfohlen. Durch den überschaubaren Wirkungsgrad, der wiederum zu einem erheblichen Mehrbedarf an Windkraft- und Photovoltaikanlagen führt, sollte ein zukünftiges Energiesystem so ausgelegt sein, dass insgesamt nur ein geringer Langfristspeicherbedarf besteht.

Die Nutzung von Power-to-Gas ist nur energetisch sinnvoll und emissionseinsparend, wenn Ökostrom genutzt wird. Wird hingegen Strom aus fossilen Energien eingesetzt, vervielfachen sich die Emissionen. Kommt beispielsweise Strom aus einem Braunkohlekraftwerk zum Einsatz, das Emissionen von 1161 g CO2-äq./kWh aufweist, ergäben sich bei je 60 % Wirkungsgrad für Speicherprozess und Rückverstromung im GuD-Kraftwerk Gesamt-Emissionen von 3225 g CO2-äq./kWh, etwa das Achtfache von Strom aus einem fossil befeuerten Erdgaskraftwerk. Unter gewissen Umständen lassen sich jedoch Negative Emissionen erzielen, mit denen der Kohlendioxidanteil der Erdatmosphäre aktiv reduziert werden kann. Dies ist beispielsweise dann der Fall, wenn das Kohlenstoffdioxid für die Methanisierung aus der Luft gewonnen wird und das synthetisierte Methan später in einem Kraftwerk mit CO2-Abscheidung und -Speicherung verbrannt wird.

Der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) kam in einer 2021 publizierten Stellungnahme zur Rolle von Wasserstoff im Klimaschutz zum Ergebnis, dass Wasserstoff ein wichtiger Baustein hinsichtlich Treibhausgasneutralität sein könne, dies aber nur unter der Voraussetzung, dass er „umweltfreundlich und nachhaltig“ produziert und „sparsam genutzt“ werde. In der Publikation wird darauf verwiesen, dass die Produktion von grünem Wasserstoff große Mengen an Ökostrom und damit indirekt Flächen, Rohstoffe und Wasser erfordert, weshalb er nur dort eingesetzt werden sollte, wo keine effizienteren Alternativen zur Verfügung stehen. Umso mehr gelte diese Aussage noch für aus Wasserstoff hergestellte Power-to-X-Folgeprodukte, bei denen weitere Umwandlungsverluste anfallen. Eine wichtige Rolle spielten Wasserstoff und daraus hergestellte Folgeprodukte in der chemischen Industrie, der Stahlindustrie sowie dem internationale Schiffs- und Flugverkehr, während im Schwerlastverkehr die Frage noch offen sei, ob sich Wasserstoff, batterieelektrische Konzepte oder Oberleitungs-LKWs durchsetzten. Im Stromsystem sowie Fern- und Nahwärmenetzen sollte Wasserstoff gemäß SRU nur eine ergänzende Rolle spielen, während sein Einsatz in Gebäudeheizungen und PKWs ineffizient und bei weitem teuer sei als der Einsatz von alternativen Technologien wie Wärmepumpenheizungen und E-Autos. Um Pfadabhängigkeiten und Fehlanreize im Hinblick auf fossile Energien zu vermeiden, sollte die Förderung von Wasserstofftechnologien daher auf Sektoren beschränkt werden, in denen langfristig die Wasserstoffnutzung unverzichtbar sei.

Situation in Deutschland Bearbeiten

Speicherkapazität im deutschen Erdgasnetz Bearbeiten

Eine große Bedeutung bei der Nutzung von EE-Gas wird der Möglichkeit der Speicherung des Wasserstoff- bzw. Methangases in einem bereits vorhandenen Erdgasnetz zugerechnet.

Laut Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) benötigt Deutschland im Jahr 2050 – wenn laut Bundesregierung 80 % des elektrischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen sollen – zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne Speicherkapazitäten von 30 Terawattstunden (TWh). Demgegenüber wurde die Speicherkapazität der Erdgasspeicher im deutschen Erdgasnetz im April 2010 vom Fraunhofer-IWES mit über 200 TWh angegeben, was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht. Inklusive der 2013 in Planung befindlichen Kavernen- und Porenspeicher liegt die Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes bei ca. 332 TWh. Der Erdgasverbrauch lag 2011 bei 760 TWh, könnte aber durch mehr Power-to-Gas-Anlagen weiter ansteigen. Dennoch wäre das Erdgasnetz inklusive der geplanten Speicher ausreichend dimensioniert für eine sichere Vollversorgung auf Basis erneuerbarer Energien.

Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von 0,04 TWh und sind als Kurzfristspeicher für eine Nutzungsdauer im Stunden- bis Tagesbereich ausgelegt. Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich höheren Wirkungsgrad (zwischen 70 % und 85 %), die Wirtschaftlichkeit wird aber auch durch die erheblichen Investitionskosten und den Flächenverbrauch bestimmt. Die installierte Leistung wird ausgebaut, kann aber in Deutschland aufgrund topographischer wie auch politischer Gründe nicht in die Größenordnung der Speicherfähigkeit des Erdgasnetzes kommen. Großes Potential für Speicherkapazitäten existiert dagegen in Nordeuropa. In Norwegen gibt es beispielsweise für Speicherwasserkraftwerke nutzbare Reservoire mit einer potentiellen Speicherkapazität von insgesamt etwa 84 TWh, in Schweden von etwa 34 TWh. Diese Speicherkapazität liegt in einer ähnlichen Größe wie die Speicherkapazität des deutschen Gasnetzes.

Eine Übersicht der Power-to-Gas-Anlagen in Deutschland gibt die interaktive Karte auf der Seite der Strategieplattform Power-to-Gas der Deutschen Energie-Agentur.

Rechtliche Voraussetzungen Bearbeiten

Sofern Power-to-Gas-Anlagen mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben werden, fällt EE-Gas unter die Definition von „Speichergas“ gemäß § 5 Nr. 29 EEG 2014 (Erneuerbare-Energien-Gesetz) und „Biogas“ gemäß § 3 Nr. 10c EnWG (Energiewirtschaftsgesetz).

Für Speichergas aus erneuerbarer Energie wird somit, wenn es anschließend wieder in elektrische Energie umgewandelt wird, eine Einspeisevergütung gemäß § 5 Nr. 29 EEG 2014 gezahlt. Die Vergütung gilt nur für Kleinanlagen (< 100 kW ab 1. Januar 2016, vorher < 500 kW). Für größere Anlagen erfolgt die Förderung über eine Marktprämie gemäß § 5 Nr. 29 EEG 2014. Dies stellt aber keine besondere Förderung dar, da bei dem Umweg über die Speicherung zusätzliche Kosten entstehen, aber kein zusätzlicher Gewinn im Vergleich zur direkten Einspeisung des Stroms, abgesehen von der Befreiung von bestimmten Gebühren.

Liste der Anlagen in Deutschland Bearbeiten

Ort Inbetriebnahme Leistung (kW) Betreiber Bemerkung
Stuttgart 2009 25 IWES / ETOGAS Die weltweit erste Pilotanlage mit einer Leistung von 25 kW zur Produktion von Methan nach dem Power-to-Gas-Verfahren wurde im November 2009 in Stuttgart am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) unter Beteiligung des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und des Unternehmens SolarFuel (heute ETOGAS GmbH) in Betrieb genommen. Mit der Anlage wurde die grundsätzliche Machbarkeit des Verfahrens nachgewiesen; das CO2 wurde der Umgebungsluft entnommen. Die technische Grundlagenentwicklung wurde von den Forschungsinstituten ZSW (Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff-Forschung, Stuttgart) und Fraunhofer IWES (Kassel) durchgeführt. Der Wirkungsgrad der Gasherstellung liegt bei etwa 40 %.
Morbach 2011 25 juwi / ETOGAS Im März 2011 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage von juwi und SolarFuel (heute ETOGAS) in der Energielandschaft Morbach im Hunsrück installiert und dort für einige Wochen getestet. Dieser Test kombinierte eine Windgasanlage, einen Windpark und eine Biogasanlage.
Bad Hersfeld 2012 25 IWES / ETOGAS Im Jahr 2012 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage für mehrere Monate an einer Biogasanlage am Standort des Hessischen Biogas-Forschungszentrums betrieben. In dem Pilotversuch, den das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und das Unternehmen SolarFuel (heute ETOGAS) gemeinsam mit den Ländern Hessen und Thüringen durchführten, wurde die direkte Umwandlung des im Biogas enthaltenen Kohlendioxids in Methan demonstriert.
Stuttgart 2012 250 ZSW, IEWS, ETOGAS Im Oktober 2012 ging am ZSW in Stuttgart eine mit 250 kW Leistung zehnmal so große – zum Zeitpunkt die weltgrößte Power-to-Gas-Anlage – in Betrieb. Die Anlage wurde im Rahmen eines vom BMU geförderten Projektes mit den Projektpartnern ZSW, IWES und SolarFuel (heute ETOGAS) im Technikum des ZSW als PtG-Versuchsanlage mit Elektrolyse (250 kW elektrische Anschlussleistung) und mehreren Methanisierungsvarianten aufgebaut.
Prenzlau 2012 500 Enertrag
Biogasanlage, Gastank und Windkraftanlage des Hybridkraftwerks Prenzlau von Enertrag

Das Unternehmen Enertrag betreibt eine Pilotanlage, ein im März 2012 in den Normalbetrieb gegangenes Hybridkraftwerk in der Uckermark nördlich von Prenzlau (Brandenburg), das Wasserstoff als Zwischenspeicher nutzt. Gespeist wird die Anlage, die im Oktober 2011 erstmals in Betrieb ging, von insgesamt drei Windturbinen mit je zwei Megawatt. Die Leistung des Elektrolyseurs beträgt 500 kW bei etwa 75 % Wirkungsgrad. Der Energieversorger Green Planet Energy bot seit dem 1. Oktober 2011 einen Windgas-Fördertarif an, der bei Lieferung von konventionellem Erdgas einen Förderbeitrag von 0,4 Euro-Cent pro Kilowattstunde für 5 Windgasanlagen enthält und von (2018) über 19.000 Kunden subventioniert wird. Da Green Planet Energy über keinen Elektrolyseur verfügt, unterzeichnete das Unternehmen im Januar 2012 einen Abnahmevertrag zum Bezug von Wasserstoff von der Firma Enertrag. Nach anfänglichen Vertragsproblemen und Anlaufschwierigkeiten begann am 12. Dezember 2014 die Einspeisung von „Windgas“ in das Gasnetz durch die Enertrag-Pilotanlage in der Uckermark. Planungen zur Errichtung einer eigenen Planet Green Energy Anlage zur Erzeugung von Windgas wurden vom Aufsichtsrat Ende 2012 zunächst einstimmig abgelehnt. Hintergrund seien die gegenwärtige Vollvergütung bzw. die EEG-Entschädigungszahlungen auch für nicht einspeisefähigen Wind-Spitzenlaststrom, was zumindest aus ökonomischer Sicht für Energieerzeuger keine Windgas-Anlagen zwingend nötig macht und dem Windgas-Konzept entgegen laufe. Doch plant Green Planet Energy für 2015 den Bau einer eigenen Elektrolyseanlage. Die Anlage ist auch Lieferant einer Wind-Wasserstofftankstelle der Total Deutschland GmbH in der Heidestraße in Berlin-Mitte, die am 18. April 2012 im Rahmen des Wasserstoffprojekts Clean Energy Partnership (CEP) in Betrieb genommen wurde und auf 38 Betankungen pro Tag ausgelegt ist.

Werlte 2013 6000 Audi / ETOGAS Im Auftrag der Audi AG errichtete die ETOGAS GmbH in Werlte neben einer bestehenden Biogasanlage eine industrielle Pilotanlage zur Umwandlung von Ökostromüberschüssen in erneuerbares Erdgas, von Audi „e-gas“ genannt. Hierbei wird zur Methanisierung neben dem aus regenerativen Quellen gewonnenen Wasserstoff auch regeneratives CO2 aus einer von MT-Biomethan gelieferten Biogasaufbereitungsanlage eingesetzt. Die Anlage mit einer elektrischen Anschlussleistung von 6 MW wird 1,4 Millionen Normkubikmeter in Erdgas-Normqualität pro Jahr produzieren. Die Anlage wurde am 25. Juni 2013 eingeweiht und hat im Herbst 2013 ihren Probebetrieb abgeschlossen. Im Rahmen des e-Gas-Projekts von Audi produziert die Anlage erneuerbaren Kraftstoff für das erste CNG-Modell der Marke Audi, den Audi A3 Sportback g-tron. Der Wirkungsgrad der Gasherstellung beträgt 54 %.
Schwandorf 2013 208 MicrobEnergy In Schwandorf/Oberpfalz hat das zur Viessmann Group gehörende Unternehmen MicrobEnergy GmbH im Februar 2013 eine Forschungsanlage in Betrieb genommen, bei der ein mikrobiologisches Verfahren zur Methanisierung des Wasserstoffs zum Einsatz kommt. Aus den im Elektrolyseur erzeugten 21,3 m³ Wasserstoff pro Stunde entstehen durchschnittlich 5,3 m³/h Methan.

Eine zweite MicrobEnergy-Anlage befindet sich seit Juli 2013 in Bau. Am Standort der Verbandskläranlage Schwandorf-Wackersdorf erzeugt ein Elektrolyseur 30 m³/h Wasserstoff, die in einem 1300 Kubikmeter fassenden Faulturm mikrobiologisch in 7,5 m³/h Methan umgewandelt werden. Projektpartner ist neben dem Zweckverband Verbandskläranlage Schwandorf die Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) der Technischen Hochschule Regensburg.

Allendorf (Eder) 2015 300 MicrobEnergy /

Carbotech / Viessmann

Biologische Methanisierung, Anlage Allendorf (Eder)

Die Anlage wurde von Schwandorf an den Standort Allendorf (Eder) verlegt. Dort wird seit Anfang März 2015 Strom in Methan umgewandelt und in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist. Das benötigte CO2 stammt aus dem Abgasstrom einer nahegelegenen Biomethananlage mit Gasaufbereitung oder es wird direkt Rohbiogas aus dieser Anlage mit etwa 50 % CO2-Gehalt zur biologischen Methanisierung genutzt. In diesem Fall dient das Power-to-Gas-Verfahren zusätzlich als Aufbereitungstechnologie für Rohbiogas aus Biogas- oder Kläranlagen. Im Rahmen einer Kooperation wird das Speichergas aus der Power-to-Gas-Anlage an Audi vermarktet.

Falkenhagen 2013 2000 Uniper In Falkenhagen in der brandenburgischen Prignitz hat der Energiekonzern E.ON im Juni 2013 erstmals im Testlauf einer Pilotanlage aus Windkraft erzeugten Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Insgesamt wurden in dem eine Stunde dauernden Test rund 160 Kubikmeter Wasserstoff erzeugt und eingespeist. Damit hat E.ON die gesamte Prozesskette von der Stromaufnahme bis hin zur Einspeisung des Wasserstoffs zum ersten Mal mit Erfolg praktisch umgesetzt.

Ende August 2013 wurde die Pilotanlage in Betrieb genommen. Laut Uniper produziert die Anlage mittels Alkali-Elektrolyse rund 360 Normkubikmeter Wasserstoff pro Stunde. Im Mai 2018 wurde die Anlage um eine Methanisierungsanlage erweitert.

Werder 2013 1000 Wind-projekt

WIND-projekt errichtete im Windpark Werder/Kessin eine Elektrolyse-Anlage mit 1000 kW Leistung, die 2012 in den Testbetrieb ging.

Frankfurt am Main 2014 320 Thüga Am Standort Frankfurt am Main betrieb die Thüga-Gruppe von 2014 bis 2017 die erste Power-to-Gas-Demonstrationsanlagen der Welt, die Strom in Wasserstoff umgewandelt und in das kommunale Gasverteilnetz eingespeist hat. Über eine Protonen-Austausch-Membran (PEM) wurden pro Stunde 60 m³ Wasserstoff erzeugt.
Mainz 2015 3 × 1300 Mainzer Stadtwerke Im Energiepark Mainz wurde im Juli 2015 ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 6 MW in Betrieb genommen, als die bis dato weltgrößte Power-to-Gas-Anlage. Die Anlage besteht aus drei Elektrolyseeinheiten vom Typ Silyzer 200 in PEM-Technologie mit jeweils 1,3 MW im Dauerbetrieb, zeitlich begrenzt bis zu 2 MW je Elektrolyseur. Der produzierte Wasserstoff wird teilweise in das Gasnetz eingespeist und teilweise an Wasserstofftankstellen ausgeliefert.

Das Forschungsprojekt wurde unter anderem vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Beteiligt waren die Hochschule RheinMain sowie die Unternehmen Siemens, Linde und die Mainzer Stadtwerke. Nach dem Abschluss der Forschungsphase schloss sich ab Mitte 2017 der Probebetrieb und dann der Regelbetrieb an.

Ibbenbüren 2015 150 RWE Der Energiekonzern RWE hat im August 2015 mit der Einspeisung von mittels Windstrom erzeugtem Wasserstoff in das regionale Gasnetz begonnen. Der Wasserstoff wird mittels PEM-Elektrolyse in einer Power-to-Gas-Anlage im Nordrheinwestfälischen Ibbenbüren gewonnen. Die Anlage hat eine Kapazität von 150 kW und eine Effizienz (Strom zu Wasserstoff) von 86 %.
Haßfurt 2016 1250 Green Planet Energy / Städtischen Betrieben Haßfurt Die städtischen Betriebe Haßfurt und der bundesweit aktive Ökoenergieanbieter Green Planet Energy betreiben in Haßfurt eine kommerzielle Windgas-Anlage. Diese speist seit dem 8. September 2016 rund eine Million kWh Wasserstoff pro Jahr in das Gasnetz ein, der mittels überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Dazu wird in der Anlage im Hafengelände am Main ein containergroßer 1,25-Megawatt-PEM-Elektrolyseur eingesetzt. Um das Gas mit dem überschüssigen Windstrom möglichst wirtschaftlich erzeugen zu können, ist die Anlage in das virtuelle Kraftwerk des Kölner Energieunternehmens Next Kraftwerke eingebunden. Dieses schaltet über eine Fernwirkeinheit den PEM-Elektrolyseur nur dann ein, wenn der Strombörsenpreis besonders niedrig ist – beispielsweise bei stürmischen Wetterlagen wie Anfang 2017.
Lampoldshausen ? 1000 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt 2016 begann das DLR am Institut für Raumfahrtantriebe mit der Errichtung einer Wasserstoff produzierenden Power-to-Gas-Anlage zur Erforschung und Entwicklung dieser Speichertechnik im industriellen Maßstab. Neben einem PEM-Elektrolyseur mit einer Leistung von 1 MW gehört zu der Anlage auch ein Blockheizkraftwerk, das mit dem produzierten Wasserstoff betrieben werden kann, um das Institut bei geringer Stromerzeugung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen vollständig mit Strom und Wärme zu versorgen. Ein Teil des Wasserstoffs soll für die Forschung an Raketentriebwerken am Standort verwendet werden.
Dresden 2017 15 – 60 HELMETH Projekt
HELMETH Power-to-Gas Prototyp

Im Rahmen des Europäischen Forschungsprojektes HELMETH wurde ab 2014 an der Entwicklung eines neuartigen Power-to-Gas Konzeptes gearbeitet. Dieses sticht durch die Wasserstoffproduktion mittels druckbetriebener Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) heraus. Die anschließende CO2-Methanisierung ist mit einer Siedewasserkühlung versehen und produziert dadurch den für die Elektrolyse benötigten Dampf. Aufgrund der energetischen Verknüpfung beider Module ergibt sich das Potenzial deutlich höhere Wirkungsgrade als bisher zu erreichen. Für den Prototyp wird ein Wirkungsgrad von 76 % mit einer potenziellen Erhöhung auf 80 % im Industriemaßstab angegeben. Detailliertere Erläuterungen finden sich in Kapitel Europäisches Forschungsprojekt HELMETH

Grenzach-Wyhlen 2018 300 – 1000 EnergieDienst AG Die Anlage wurde darauf ausgelegt, die Wirtschaftlichkeit der Power-to-Gas-Technologie zu demonstrieren. Da der Strom für die Wasserstofferzeugung von einem benachbarten Wasserkraftwerk am Rhein bezogen wird, entfallen Netzentgelte und die EEG-Umlage. Außerdem erlaubt die Nutzung von Wasserkraft mehr Volllaststunden als Wind- oder Sonnenenergie.
Sonneberg 2018 Wasserwerke Sonneberg Zum Aufbau einer regionalen Wasserstoffwirtschaft wird im Klärwerk Sonneberg-Heubisch ein Druckelektrolyseur zur Erzeugung von Wasserstoff aus regenerativen Energien eingesetzt. Der modulare Aufbau des alkalischen Druckelektrolyseurs mit Modulen im Leistungsbereich von 75 kW eignet sich zum dezentralen dynamischen Einsatz im Zusammenhang mit fluktuierenden erneuerbaren Energien.
Bosbüll, Langenhorn, Reußenköge, Dörpum 2020/2021 1125 Das Projekt eFarm der GP JOULE GmbH schuf eine modular erweiterbare Wasserstoff-Infrastruktur im Kreis Nordfriesland (Schleswig-Holstein). Wasserstoff aus fünf PEM-Elektrolyseuren (je 225 kW) in der Nähe regionaler Windkraftanlagen wird in mobilen Speichercontainern per LKW zu zwei öffentlichen H2-Tankstellen in Husum und Niebüll transportiert. Teil des Projekts war auch die Anschaffung zweier Wasserstoff-Linienbusse für den öffentlichen Nahverkehr, die seit Mai 2021 im Einsatz sind.

Täglich können 500 kg Wasserstoff produziert und über die Tankstellen abgegeben werden. Ende 2021 sind im Kreis Nordfriesland etwa 100 Brennstoffzellen-PKW im Einsatz (fast 10 % des Bestandes dieser Fahrzeuge in ganz Deutschland).

Haurup 2021 1000 Green Planet Energy eG Die neu entwickelte PEM-Anlage mit einem Megawatt erzeugt seit 2021 aus überschüssigem Windstrom jährlich bis zu drei Millionen Kilowattstunden Wasserstoff und speist diese ins Gasnetz.
Wunsiedel 2021/22 8750 WUN H2 GmbH Zur Versorgung der Region Nordbayern mit ausschließlich aus erneuerbaren Energien erzeugtem Wasserstoff wurde im Energie-Park in Wunsiedel eine Anlage mit einer Leistung von 8,75 Megawatt errichtet mit einer jährlichen Erzeugung von bis zu 1.350 Tonnen Wasserstoff. Die Inbetriebnahme fand am 14. September 2022 statt.

Geplante Anlagen und weitere Projekte Bearbeiten

Europäisches Forschungsprojekt HELMETH Bearbeiten

Im April 2014 wurde das von der EU geförderte und vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) koordinierte Forschungsprojekt HELMETH (Integrated High-Temperature ELectrolysis and METHanation for Effective Power to Gas Conversion) gestartet. Beteiligt sind neben dem KIT: Politecnico di Torino (POLITO), Sunfire, European Research Institute of Catalysis (ERIC), EthosEnergy Italia (EEI), Nationale Technische Universität Athen (NTUA) und der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Das Ziel des EU-Projekts ist, die Machbarkeit eines hocheffizienten Power-to-Gas-Prozesses mit thermischer Integration von Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) und CO2-Methanisierung zu demonstrieren. Durch die thermische Integration von exothermer Methanisierung und Verdampfung für die Wasserdampfelektrolyse sind Wirkungsgrade von über 85 % (Brennwert des erzeugten Methans bezogen auf die eingesetzte elektrische Energie) theoretisch möglich. Das Projekt wurde Ende 2017 abgeschlossen und erreichte einen Wirkungsgrad von 76 % für den Prototyp mit einem angegebenen Potenzial von 80 % für Anlagen im industriellen Maßstab. Die Betriebsbedingungen der CO2-Methanisierung sind ein Gasdruck von 10 – 30 bar, eine SNG Produktion von 1 – 5,4 m3/h (NTP) und ein Eduktumsatz, der SNG mit H2 < 2 vol.-% bzw. CH4 > 97 vol.-% erzeugt. Damit wäre das erzeugte Erdgassubstitut in das gesamte deutsche Erdgasnetz ohne Einschränkungen einspeisefähig. Als Kühlmedium für die exotherme Reaktion wird siedendes Wasser bei bis zu 300 °C benutzt, was einem Wasserdampfdruck von rund 87 bar entspricht. Die SOEC arbeitet mit einem Druck von bis zu 15 bar, Dampfumsätzen von bis zu 90 % und erzeugt aus 3,37 kWh Strom einen Normkubikmeter Wasserstoff als Ausgangsstoff für die Methanisierung.

Europäisches Forschungsprojekt STORE&GO Bearbeiten

Der technologische Reifegrad von Power-to-Gas für den Alltagsbetrieb wird im von der Europäischen Union geförderten Forschungsvorhaben STORE&GO geprüft. Dafür werden an drei europäischen Standorten drei unterschiedliche Methanisierungskonzepte aufgebaut und betrieben (Falkenhagen/Deutschland, Solothurn/Schweiz, Troia/Italien). Die eingesetzten Technologien umfassen biologische und chemische Methanisierung sowie die Gewinnung von CO2 direkt aus der Atmosphäre. Das erzeugte Methan wird direkt in bestehende Gasnetze eingespeist oder verflüssigt zu Bio-LNG, je nach Standort. Übergeordnetes Ziel ist es, die eingesetzten Technologien und mögliche Anwendungen unter technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Aspekten zu bewerten. So wollen die 27 Projektpartner seit März 2016 für eine Dauer von vier Jahren nicht nur die Technologie, sondern auch konkrete künftige Einsatzszenarien und Geschäftsmodelle untersuchen. Das Projekt wird durch das Forschungsprogramm „Horizon 2020“ der EU mit 18 Mio. € sowie durch die Schweizer Regierung mit 6 Mio. € gefördert. Die industriellen Projektpartner steuern weitere 4 Mio. € bei. Der Koordinator des Projekts ist die Forschungsstelle des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) am Karlsruher Institut für Technologie (KIT).

Weitere Planungen für Power-to-Gas-Anlagen Bearbeiten

2018 wurde bekannt, dass ein Konsortium bestehend aus Tennet, Gasunie und Thyssengas schrittweise eine Power-to-Gas-Anlage mit 100 MW Leistung im Norden Niedersachsens aufbauen will. Als Standort der Anlage sind Weener und Wiefelstede im Gespräch. Geplant ist, dass 2022 ein erstes Modul in Betrieb begehen soll, anschließend alle zwei Jahre ein weiteres. 2028 soll die Anlage komplettiert sein. Die Kosten werden auf einen niedrigen dreistelligen Millionenbetrag beziffert.

Weitere Anwenderin der Power-to-Gas-Technologie ist die Firma Sunfire.

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.

Anlagen außerhalb Deutschlands Bearbeiten

Underground Sun Storage in Pilsbach, Österreich Bearbeiten

In Österreich wurde 2014 ein Forschungsprojekt in Angriff genommen, bei dem mittels Power-to-Gas-Technologie erzeugtes Methangas direkt in einen unterirdischen Porengasspeicher eingebracht, sowie eine Beimischung von bis zu 10 % Wasserstoffgas erprobt wurde. Erfolgreich abgeschlossen wurde das Forschungsprojekt im Jahr 2016. Als Nachfolgeprojekt wurde im März 2017 Underground sun conversion gestartet. Dabei möchte man aus Power-to-Gas erzeugtem Wasserstoff und CO2, sowie einem mikrobiologischen Prozess Erdgas direkt unterirdisch erzeugen und speichern.

Versorgung von Utsira in Norwegen Bearbeiten

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.

Anlagen in Dänemark Bearbeiten

Die Universität Aarhus, das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), Erdgas Zürich, weitere dänische, sowie deutsche Akteure engagieren sich für eine Demonstrationsanlage im dänischen Foulum.

Im Jahr 2018 wurde in Hobro eine der modernsten Wasserstoffanlagen Europas eröffnet, die 2020 nach einer Pilotphase den regulären Betrieb aufnahm. Hier wird bei der Elektrolyse das „Proton Exchange-Membrane“-Verfahren verwendet. Die Anlage kann innerhalb von Sekunden angefahren werden. Am dänischen „HyBalance“-Projekt sind sechs verschiedene Unternehmen beteiligt (u. a. Air Liquide), die auf Power-to-Gas basierende Geschäftsmodelle entwickeln wollen.

GRHYD-Demonstrationsprojekt in Dunkerque, Frankreich Bearbeiten

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.

Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil, Schweiz Bearbeiten

Die Regio Energie Solothurn hat in Zuchwil (Kanton Solothurn) ist ein „Hybridwerk“, das Strom-, Gas- und Wärmenetze miteinander verbindet. Die Anlage ist Teil des gesamteuropäischen Forschungsprojektes STORE&GO. Die Anlage wurde 2015 in Betrieb genommen und besitzt folgende technische Komponenten:

  1. Ein 6-MW-Gas-Heizkessel (Wirkungsgrad 92 %), der in Not- und Spitzenlastsituationen Wärme direkt ins Fernwärmenetz leitet.
  2. Das Blockheizkraftwerk (Elektrische Leistung 1,2 MW, Wärmeleistung 1,2 MW) besteht aus einem Zwölfzylinder-Gasmotor und einem daran angekoppelten Generator; der Nutzungsgrad liegt bei 90 % (44 % elektrisch / 46 % thermisch). Die Wärme kann ins Fernwärmenetz der Regio Energie Solothurn gespeist werden und der Strom kann flexibel genutzt werden.
  3. Der Elektrolyseur (Aufnahmeleistung: 2 × 175 kWel) spaltet mittels Protonen-Austausch-Membran den Wasserstoff ab (Output Wasserstoff: 60Nm3/h, Wirkungsgrad 50–60 %) und speichert diesen in Druck-Zylindern. Die Regio Energie Solothurn verwendet dazu überschüssigen Strom aus erneuerbarer Energie.
  4. Der Wasserstoffspeicher (Nutzvolumen ca. 7,5 m³, Betriebsdruck bis 200bar, max. 1500 Nm3 H2 à 3,5 kWh/Nm3 =5,3 MWh) speichert und mischt diesen dosiert mit 5 bis 200 Nm3/h ins Gasnetz.
  5. Drei Wärmespeicher à 100m³ (Speicherkapazität 3 ×5,5 MWh, Lade- / Entladeleistung 6 MW). Diese kommen insbesondere während kalten Wintertagen als Spitzenbrecher zum Einsatz.

2019 wurde eine zusätzlich ergänzte Methanisierungsanlage in Betrieb genommen.

Pilot- und Demonstrationsanlage in Rapperswil, Schweiz Bearbeiten

Das Institut für Energietechnik an der Hochschule für Technik in Rapperswil (Kanton St. Gallen) betrieb von 2014 bis 2017 die erste Power-to-Methane-Anlage der Schweiz. Die Pilot- und Demonstrationsanlage erzeugte mit Energie aus Photovoltaik Methangas aus Wasser und CO2, das aus der Umgebungsluft gewonnen wurde. Sie erreichte einen Wirkungsgrad von 35 %. Das erzeugte Methan konnte an einer integrierten Tankstelle direkt in geeignete Fahrzeuge verfüllt werden. Zudem war die Anlage an das lokale Erdgasnetz angeschlossen.

Power-to-Gas-Anlage in Dietikon Bearbeiten

Im Jahr 2022 wurde in Dietikon (Kanton Zürich) die erste Power-to-Gas-Anlage der Schweiz in Betrieb genommen.

HyDeal Ambition Bearbeiten

Unter dem Namen HyDeal Ambition planen 30 europäische Akteure den Aufbau einer integrierten Wertschöpfungskette, um grünen Wasserstoff zum Preis fossiler Brennstoffe anzubieten. Die Produktion soll 2022 auf der iberischen Halbinsel beginnen. Bis 2030 sollen eine Elektrolysekapazität von 67 GW aufgebaut und damit jährlich 3,6 Millionen Tonnen grüner Wasserstoff zum Preis von 1,50 €/kg geliefert werden.

Europäisches Forschungsprojekt H2FUTURE Bearbeiten

Im November 2019 wurde die bis dahin weltweit größte Pilotanlage zur Erzeugung von grünem Wasserstoff am Produktionsstandort des österreichischen Stahlherstellers voestalpine in Linz in Betrieb genommen. Der von Siemens erbaute und installierte Silyzer 300, ein PEM-Elektrolyseur mit einer Anschlussleistung von 6 MW, erzeugt mit ausschließlich aus erneuerbaren Energien gewonnenem Strom 1200 Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde. Mit diesem von der Europäischen Union gefördertem Leuchtturmprojekt, das von der Verbund AG koordiniert wird, sollen Perspektiven aufgezeigt werden, wie die enormen CO2-Emissionen bei der Stahlproduktion vermieden werden können, wenn bei der Reduktion des Erzes zu Roheisen statt Koks Wasserstoff als Reduktionsmittel eingesetzt wird.

Die bei H2FUTURE beteiligten Forschungspartner TNO und K1 MET untersuchen die Übertragbarkeit der Projektergebnisse für den großtechnischen Einsatz von Wasserstoff nicht nur in der Stahlindustrie, sondern auch in anderen Industriesektoren, z. B. der chemischen Industrie.

Ein weiterer Projektpartner ist der österreichische Netzbetreiber Austrian Power Grid (APG), weil im Projekt auch das Potential der Wasserstoffanlage zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen und dem möglichen Ausgleich von Schwankungen im Stromnetz ermittelt wird.

Siehe auch Bearbeiten

Literatur Bearbeiten

  • Frank Graf, René Schoof, Markus Zdrallek (Hrsg.): Power-to-Gas: Grundlagen – Konzepte – Lösungen. Vulkan Verlag, Essen 2021, ISBN 978-3-8356-7445-5.
  • Michael Sterner, Ingo Stadler (Hrsg.): Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration. 2. Auflage. Berlin/ Heidelberg 2017, ISBN 978-3-662-48893-5.
  • Michael Sterner: Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems – Limiting global warming by transforming energy systems. Dissertation an der Universität Kassel (= Erneuerbare Energien und Energieeffizienz – Renewable Energies and Energy Efficiency. Nr. 14). Kassel University Press, 2009, ISBN 978-3-89958-798-2, Kapitel 4: Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage, S. 104–126, doi:10.17170/kobra-202210176997, urn:nbn:de:0002-7998 (englisch).
  • 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, Nr. 5, 2013, S. 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. Band 45, 2015, S. 207–218, doi:10.1016/j.rser.2015.01.049.
  • Manuel Götz, Jonathan Lefebvre, Friedemann Mörs, Amy McDaniel Koch, Frank Graf, Siegfried Bajohr, Rainer Reimert, Thomas Kolb: Renewable Power-to-Gas: A technological and economic review. In: Renewable Energy. Band 85, 2016, S. 1371–1390, doi:10.1016/j.renene.2015.07.066.

Weblinks Bearbeiten

Commons: Power-to-Gas – Sammlung von Bildern

Einzelnachweise Bearbeiten

  1. ↑ Michael Sterner, Mareike Jentsch, Uwe Holzhammer: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes. (PDF; 2 MB) Gutachten des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Kassel im Auftrag von Planet Green Energy. In: greenpeace-energy.de. Februar 2011, abgerufen am 9. April 2019.
  2. Alberto Varone, Michele Ferrari, Power to liquid and power to gas: An option for the German Energiewende. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews. Band 45, 2015, S. 207–218, S. 209, doi:10.1016/j.rser.2015.01.049.
  3. ↑ S. H. Jensen u. a.: Large-scale electricity storage utilizing reversible solid oxide cells combined with underground storage of CO2 and CH4. In: Energy and Environmental Science. Band 8, Nr. 8, 2015, S. 2471–2479, doi:10.1039/c5ee01485a.
  4. Zhan Gao et al.: A perspective on low-temperature solid oxide fuel cells. In: Energy and Environmental Science. Band 9, Nr. 5, 2016, S. 1602–1644, doi:10.1039/C5EE03858H.
  5. Vgl. Peter D. Lund u. a., Review of energy system flexibility measures to enable high levels of variable renewable electricity. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews Band 45, 2015, S. 785–807, doi:10.1016/j.rser.2015.01.057.
  6. Vgl. Brian Vad Mathiesen, Henrik Lund: Comparative analyses of seven technologies to facilitate the integration of fluctuating renewable energy sources. In: IET Renewable Power Generation. Band 3, Nr. 2, 2009, S. 190–204, doi:10.1049/iet-rpg:20080049.
  7. Vgl. auch André Sternberg, André Bardow: Power-to-What? – Environmental assessment of energy storage systems. In: Energy and Environmental Science. Band 8, 2015, S. 400, doi:10.1039/c4ee03051f.
  8. ↑ Hans-Martin Henning, Andreas Palzer, Carsten Pape, Frieder Borggrefe, Henning Jachmann, Manfred Fischedick: Phasen der Transformation des Energiesystems. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 65, Heft 1/2, 2015, S. 10–13. (PDF-Datei)
  9. ↑ Stefan Weitemeyer, David Kleinhans, Thomas Vogt, Carsten Agert, Integration of Renewable Energy Sources in future power systems: The role of storage. In: Renewable Energy Band 75, 2015, S. 14–20, doi:10.1016/j.renene.2014.09.028.
  10. Vgl. Volker Quaschning, Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. 9., aktualisierte Auflage. München 2015, S. 384.
  11. Michael Sterner, Ingo Stadler (Hrsg.): Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration. 2. Auflage. Springer Verlag, Berlin/ Heidelberg 2017, S. 465.
  12. Bundesnetzagentur – Definition Power-to-Gas. Abgerufen am 14. April 2012.
  13. Vgl. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt/ New York 1995, S. 54.
  14. Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. München 2013, S. 323.
  15. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt am Main/ New York 1995, S. 64–66.
  16. Strategieplatform Power to Gas. In: dena.de. Abgerufen am 18. September 2019.
  17. ↑ Sarah Sommer: Lobby will Ökostrom im Gasnetz speichern. In: manager-magazin.de. 26. März 2012, abgerufen am 12. April 2020.
  18. Michael Sterner, Ingo Stadler (Hrsg.): Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration. 2. Auflage. Springer Verlag, Berlin/ Heidelberg 2017, S. 663.
  19. Christina Wulf et al.: Review of Power-to-Gas Projects in Europe. In: Energy Procedia. Band 155, 2018, S. 367–378, doi:10.1016/j.egypro.2018.11.041.
  20. Bernhard Pötter: Wasserstoffstrategie der Regierung – Hundertmal mehr bis 2030. In: taz.de. 10. Juni 2020, abgerufen am 12. Juni 2020.
  21. ↑ Ulrich Eberle, Rittmar von Helmolt, Sustainable transportation based on electric vehicle concepts: a brief overview. In: Energy and Environmental Science. Band 3, Nr. 6,2010, S. 689–699, doi:10.1039/C001674H.
  22. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin/ Heidelberg 2014, insb. S. 334.
  23. Petra Nitschke-Kowsky, Werner Weßing, Holger Dörr, Kerstin Kröger: Praxiserfahrungen mit der Wasserstoffeinspeisung in ein Erdgasverteilernetz. In: energie | wasser-praxis. Nr. 10/2015. Wirtschafts- und Verlagsgesellschaft Gas und Wasser mbH, Oktober 2015, ISSN 1436-6134, S. 20 (dvgw.de [PDF; 671 kB; abgerufen am 12. Juli 2018]).
  24. 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.
  25. Lars Klaaßen: Ein Klassiker kommt in Fahrt. In: taz am Wochenende. Nr. 11908, 13. April 2019, S. 29 (taz.de [abgerufen am 11. Juni 2019]).
  26. F. M. Mulder u. a.: Efficient electricity storage with the battolyser, an integrated Ni-Fe-battery and electrolyser. In: Energy and Environmental Science. Band 10, Nr. 3, 2017, S. 756–764, doi:10.1039/C6EE02923J.
  27. Mostafa Rezaeimozafar et al.: A review of behind-the-meter energy storage systems in smart grids. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews. Band 164, 2022, doi:10.1016/j.rser.2022.112573.
  28. Dierk Jensen: Grünes Gas im Chemiepark. In: taz am Wochenende. Nr. 12029, 7. September 2019, S. 27 (taz.de [abgerufen am 2. März 2020]).
  29. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 423.
  30. Vgl. Viktor Wesselak, Thomas Schabbach, Thomas Link, Joachim Fischer: Handbuch Regenerative Energietechnik. 3., aktualisierte und erweiterte Auflage. Berlin/ Heidelberg 2017, S. 763.
  31. ↑ Michael Sterner: Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems – Limiting global warming by transforming energy systems. Dissertation an der Universität Kassel (= Erneuerbare Energien und Energieeffizienz – Renewable Energies and Energy Efficiency. Nr. 14). Kassel University Press, 2009, ISBN 978-3-89958-798-2, Kapitel 4: Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage, S. 104–126, doi:10.17170/kobra-202210176997, urn:nbn:de:0002-7998 (englisch).
  32. 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. Smart Energy for Europe Platform GmbH (SEFEP), Aachen Juni 2012, S. 36 (englisch, Volltext [PDF; 886 kB; abgerufen am 8. März 2023]).
  33. (Nicht mehr online verfügbar.) In: powertogas.info. Archiviert vom Original am 12. Juli 2018; abgerufen am 16. März 2023.
  34. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 420.
  35. Jan Michael Hess: Alexander Krajete pitches Bio Power Storage Cleantech Startup Greenthitan. Mit Video des Vortrags beim EcoSummit im März 2011. In: ecosummit.net, 12. Mai 2011, abgerufen am 16. Juli 2021 (englisch).
  36. VDI nachrichten Nr. 18: Technik & Finanzen. 6. Mai 2011.
  37. Treibstoff – Sonne in den Tank. In: wiwo.de. 4. Mai 2011, abgerufen am 26. Januar 2020.
  38. 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.
  39. Jörg S. Deutzmann, Merve Sahin, Alfred M. Spormann: Extracellular Enzymes Facilitate Electron Uptake in Biocorrosion and Bioelectrosynthesis. In: mBio. 6, 2015, S. e00496–e15, doi:10.1128/mBio.00496-15.
  40. 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. Band 39, 2014, S. 16841, doi:10.1016/j.ijhydene.2014.08.015.
  41. 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. Band 102, 2015, S. 50, doi:10.1016/j.bioelechem.2014.11.004.
  42. 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. Band 3, Nr. 7, 2015, S. 1668, doi:10.1021/acssuschemeng.5b00367.
  43. 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.
  44. 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.
  45. 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.
  46. Neues Power-to-Gas-Verfahren: Elektrolyse direkt in der Biogasanlage. Auf: scinexx.de. 20. September 2013.
  47. Ulrich Wernekinck: Gasmessung und Gasabrechnung. 3. Auflage. DVGW Praxiswissen, ISBN 3-8027-5617-7, S. 129.
  48. online in researchgate 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. Band 66, 2014, S. 332–341, doi:10.1016/j.energy.2014.01.095.
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  50. ↑ Der Energie-Impuls – ein Debattenbeitrag für die nächste Phase der Energiewende. (PDF; 1,5 MB) In: dvgw.de. DVGW, Mai 2017, abgerufen am 30. April 2019.
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  52. Hydrogen Pipelines. (XLS; 54 kB) In: h2tools.org. Pacific Northwest National Laboratory, 2016, abgerufen am 17. Oktober 2019 (englisch, direkter Dateidownload).
  53. Jens Hüttenrauch, Gert Müller-Syring: Zumischung von Wasserstoff zum Erdgas. In: Energie Wasser Praxis. Nr. 10, 2010, S. 68–71 ( [PDF; 176 kB; abgerufen am 2. November 2013]).
  54. Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. München 2018, S. 112–115.
  55. Jan Rosenow: Is heating homes with hydrogen all but a pipe dream? An evidence review. In: Joule. Band 6, Nr. 10, 2022, S. P2225–2228, doi:10.1016/j.joule.2022.08.015.
  56. 2. VDI-Fachkonferenz – Stationäre Energiespeicher für Erneuerbare Energien. (PDF; 162 kB) In: krajete.com. 2012, abgerufen am 8. Mai 2021.
  57. Ahmed Al-Mamoori u. a.: Carbon Capture and Utilization Update. In: Energy Technology. Band 5, 2017, S. 834–849, doi:10.1002/ente.201600747.
  58. Sachverständigenrat für Umweltfragen 2017: Umsteuern erforderlich: Klimaschutz im Verkehrssektor. Sondergutachten. S. 59, abgerufen am 7. Juni 2020.
  59. Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. 4. Auflage. München 2018, S. 116f.
  60. Siavash Khalili et al.: Global Transportation Demand Development with Impacts on the Energy Demand and Greenhouse Gas Emissions in a Climate-Constrained World. In: Energies. Band 12, Nr. 20, 2019, S. 1,52, hier: S. 42, doi:10.3390/en12203870.
  61. Giacomo Vutera u. a.: A novel system for large-scale storage of electricity as synthetic natural gas using reversible pressurized solid oxide cells. In: Energy. Band 166, 2018, S. 738–754, doi:10.1016/j.energy.2018.10.079.
  62. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 729.
  63. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 33.
  64. Robert Schlögl: Von der Natur lernen. Chemische CO2-Reduktion. In: Jochem Marotzke, Martin Stratmann (Hrsg.): Die Zukunft des Klimas. Neue Erkenntnisse, neue Herausforderungen. Ein Report der Max-Planck-Gesellschaft. Beck, München 2015, S. 167–182, S. 178.
  65. Andre Sternberg, Andre Bardow: Life Cycle Assessment of Power-to-Gas: Syngas vs Methane. In: ACS Sustainable Chemistry & Engineering. Band 4, Nr. 8, 2016, S. 4156–4165, doi:10.1021/acssuschemeng.6b00644.
  66. Brian Vad Mathiesen, Henrik Lund: Comparative analyses of seven technologies to facilitate the integration of fluctuating renewable energy sources. In: IET Renewable Power Generation. Band 3, Nr. 2, 2009, S. 190–204, doi:10.1049/iet-rpg:20080049.
  67. Vgl. auch André Sternberg, André Bardow: Power-to-What? – Environmental assessment of energy storage systems. In: Energy and Environmental Science. Band 8, 2015, S. 400, doi:10.1039/c4ee03051f.
  68. Weert Canzler, Andreas Knie: Schlaue Netze. Wie die Energie- und Verkehrswende gelingt. München 2013, S. 47.
  69. A. Moser, N. Rotering, W. Wellßow, H. Pluntke: Zusätzlicher Bedarf an Speichern frühestens 2020. In: Elektrotechnik & Informationstechnik. Band 130, 2013, S. 75–80, S. 77–79. doi:10.1007/s00502-013-0136-2
  70. Vgl. Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. 9., aktualisierte Auflage. München 2015, S. 393.
  71. Martin Kleimaier: Strom nutzen statt speichern. In: Energy 2.0. Nr. 1, 2013, S. 38–42 (Online [PDF; 1,4 MB; abgerufen am 15. Juli 2013]).
  72. Wolfram Münch, Malte Robra, Lukas Volkmann, Philipp Riegebauer, Dieter Oesterwind: Hybride Wärmeerzeuger als Beitrag zur Systemintegration erneuerbarer Energien. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen. Band 62, Nr. 5, 2012, S. 44–48 ( (Memento vom 12. Dezember 2013 im Internet Archive) [abgerufen am 1. November 2020]).
  73. Den Strommarkt der Zukunft gestalten. Sondergutachten. In: umweltrat.de. 25. November 2013, abgerufen am 14. Juni 2020.
  74. Günther Brauner: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Strategien für die Energiewende. Wiesbaden 2016, S. 89.
  75. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 424f.
  76. Michael Sterner, Ingo Stadler (Hrsg.): Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration. 2. Auflage. Berlin/ Heidelberg 2017, S. 457.
  77. Sachverständigenrat für Umweltfragen 2021: Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse. S. 5, abgerufen am 24. Juni 2021.
  78. ↑ Strom-Ergas-Speicher. Presseinformation. In: iee.fraunhofer.de. 26. April 2010, abgerufen am 12. Oktober 2019.
  79. Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. München 2013, S. 332.
  80. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 424.
  81. Gregor Czisch: (Nicht mehr online verfügbar.) Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET), 2000, archiviert vom Original am 26. November 2012; abgerufen am 24. Oktober 2011 (englisch/deutsch).
  82. Projektkarte – Power to Gas. In: powertogas.info. Deutsche Energie-Agentur, abgerufen am 15. Oktober 2019.
  83. Florian Valentin, Hartwig von Bredow: Power-to-Gas: Rechtlicher Rahmen für Wasserstoff und synthetisches Gas aus erneuerbaren Energien. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen. Band 61, Nr. 12, 2011, S. 99–105 (energy-lawyers.com [PDF; 166 kB; abgerufen am 14. Mai 2019]).
  84. (Nicht mehr online verfügbar.) In: powertogas.info. Deutsche Energie-Agentur, archiviert vom Original am 2. Oktober 2018; abgerufen am 13. März 2019.
  85. (Nicht mehr online verfügbar.) In: powertogas.info. Deutsche Energie-Agentur, archiviert vom Original am 1. Juli 2015; abgerufen am 13. März 2019.
  86. Michael Sterner, Mareike Jentsch, Tobias Trost, Amany von Oehsen, Lukas Emele: (PDF; 4,7 MB) (Nicht mehr online verfügbar.) In: DBI-GUT Power-to-Gas 2. Fachtagung. 13. September 2011, archiviert vom Original am 6. Juni 2014; abgerufen am 28. November 2012.
  87. ↑ Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. München 2013, S. 329.
  88. Ariane Arndt: Auf der Suche nach Speichern. In: volksfreund.de. 27. März 2012, abgerufen am 19. Oktober 2019.
  89. Michael Ziegler: Erdgas aus Ökostrom: juwi und SolarFuel testen Verfahren zur Stromspeicherung. In: photovoltaik-guide.de. 21. März 2011, abgerufen am 9. April 2020.
  90. Uwe Krengel: Pressemitteilung. (Nicht mehr online verfügbar.) In: iwes.fraunhofer.de. Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik, 16. Januar 2013, archiviert vom Original am 21. Januar 2013; abgerufen am 26. November 2017.
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  93. Greenpeace Energy liefert erstmals Windgas. In: erneuerbareenergien.de. 17. Januar 2012, abgerufen am 12. Oktober 2020.
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Power to Gas kurz PtG oder P2G frei ubersetzt Strom zu Gas ist ein energiewirtschaftliches Konzept bzw eine Technologie nach dem mittels Wasserelektrolyse und unter Einsatz elektrischen Stroms ein Brenngas hergestellt wird 1 Dieses Brenngas oft Wasserstoff ggf Ammoniak Methan kann zur spateren Verwendung gespeichert werden Unter anderem kann es als Treibstoff Power to Fuel oder als chemischer Rohstoff Power to Chemicals dienen oder zur spateren Ruckverstromung in Gaskraftwerken in der Gasinfrastruktur zwischengespeichert werden Daneben existieren auch Konzepte fur integrierte Speicherkraftwerke auf Basis reversibler Brennstoffzellen 2 die mit Strom zu Strom Speicherwirkungsgraden bis etwa 70 deutlich hohere Gesamtwirkungsgrade versprechen als bisher existierende Power to Gas Speicherprozesse 3 4 Demonstrations Power to Gas Anlage in einem spanischen WindparkPower to Gas ist eine sogenannte Power to X Technologie Power bezeichnet in diesem Zusammenhang temporare Stromuberschusse und das X die Energieform oder den Verwendungszweck in den die elektrische Energie gewandelt wird 5 Power to Gas wird als saisonaler Langfristspeicher angesehen der niedrigere Wirkungsgrade besitzt als die direkte Verwertung von Stromuberschussen im Warmesektor oder Verkehrswesen Power to Heat Vehicle to Grid per Sektorenkopplung oder als die Kurzfristspeicherung Deshalb sollten diese Technologien aus Effizienzgrunden fruher zum Einsatz kommen als Langfristspeicher wie die Gasherstellung 6 7 Es wird davon ausgegangen dass die Power to Gas Technologie beim heutigen Stand der Technik erst in der dritten Phase der Energiewende benotigt wird wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien am Strommix 60 bis 70 und mehr erreicht 8 andere Quellen nennen 80 9 Bei niedrigeren Anteilen sind Flexibilisierungsmassnahmen im Energiesystem wie etwa der verstarkte Einsatz von Warmepumpenheizungen Elektroautos Smart Grids und Kurzfristspeichern effektiver 8 Ein Einsatz von Power to Gas zum Energietransport um beispielsweise Stromtrassen zu ersetzen ist aufgrund des geringen Wirkungsgrades weder okologisch noch okonomisch sinnvoll Hier ist der direkte Stromtransport uber Hochspannungsleitungen der Power to Gas Technik wegen des viel hoheren Wirkungsgrades vorzuziehen 10 Energiewirtschaftlich und okologisch sinnvoll ist die Nutzung der Power to Gas Technologie nur wenn fur die Herstellung Stromuberschusse aus erneuerbaren Energien EE verwendet werden Der Einsatz von Graustrom aus fossilen Energien wurde die Emissionen vervielfachen statt senken und ware damit energetisch und okologisch kontraproduktiv 11 Daher 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 ahnlich genannt je nach chemischer Zusammensetzung des Gases wird statt des Begriffes Gas auch Methan oder Wasserstoff verwendet Inhaltsverzeichnis 1 Entwicklungsgeschichte 2 Konzepte 2 1 Klassisches Konzept 2 1 1 Gas Gewinnung 2 1 1 1 Elektrolyse 2 1 1 2 Methanisierung 2 1 1 2 1 Technische Methanisierung 2 1 1 2 2 Mikrobielle Methanisierung 2 1 2 Einspeisung 2 1 2 1 Einspeisepunkte 2 1 2 2 Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung 2 1 3 Nutzung des Synthesegases 2 1 3 1 Erzeugung elektrischer Energie 2 1 3 2 Warme 2 1 3 3 Mobilitat 2 2 Integriertes Konzept 2 3 Power to Chemicals 3 Rolle von Power to Gas im Energiesystem 4 Situation in Deutschland 4 1 Speicherkapazitat im deutschen Erdgasnetz 4 2 Rechtliche Voraussetzungen 4 3 Liste der Anlagen in Deutschland 4 4 Geplante Anlagen und weitere Projekte 4 4 1 Europaisches Forschungsprojekt HELMETH 4 4 2 Europaisches Forschungsprojekt STORE amp GO 4 4 3 Weitere Planungen fur Power to Gas Anlagen 5 Anlagen ausserhalb Deutschlands 5 1 Underground Sun Storage in Pilsbach Osterreich 5 2 Versorgung von Utsira in Norwegen 5 3 Anlagen in Danemark 5 4 GRHYD Demonstrationsprojekt in Dunkerque Frankreich 5 5 Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil Schweiz 5 6 Pilot und Demonstrationsanlage in Rapperswil Schweiz 5 7 Power to Gas Anlage in Dietikon 5 8 HyDeal Ambition 5 9 Europaisches Forschungsprojekt H2FUTURE 6 Siehe auch 7 Literatur 8 Weblinks 9 EinzelnachweiseEntwicklungsgeschichte BearbeitenEine mogliche Definition von Power to Gas lautet Der Begriff Power to Gas steht fur ein Konzept bei dem uberschussiger Strom dazu verwendet wird per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid CO2 in synthetisches Methan umzuwandeln 12 Das Grundkonzept mittels Windenergie elektrolytisch erzeugten Wasserstoff als Energietrager zu nutzen wurde bereits Mitte des 19 Jahrhunderts vorgeschlagen Bereits im Jahr 1840 soll der belgische Professor Nollet einen entsprechenden Vorschlag gemacht haben nachgewiesen ist ein Vorschlag aus dem Jahr 1868 13 1874 schrieb schliesslich Jules Verne von einer Wasserstoffwirtschaft 14 Technisch umgesetzt wurde die Idee erstmals im Jahr 1895 als der danische Windkraftpionier Poul la Cour eine Windkraftanlage mit angeschlossenem Elektrolyseur in Betrieb nahm die Knallgas zur Beleuchtung der Schule in Askov lieferte 15 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 Moglichkeit diskutiert Methan statt Wasserstoff zu erzeugen Die halbstaatliche Deutsche Energie Agentur dena unterhalt zu den Verfahren zur Erzeugung von EE Gas seit Oktober 2011 eigens eine Strategieplattform unter dem Titel Power to Gas 16 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 fur 23 5 Milliarden Normkubikmeter m Gas sei der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32 5 Milliarden m erhohen soll 17 Eingeordnet nach der neunstufigen Technology Readiness Level Skala befand sich die chemische Methanherstellung uber Power to Gas Anlagen im Jahr 2017 zwischen den Stufen 7 Prototyp im Einsatz und 8 Qualifiziertes System mit Nachweis der Funktionstuchtigkeit im Einsatzbereich 18 Mit Stand Mai 2018 befanden sich in Europa 128 Forschungs und Demonstrationsanlagen in verschiedenen Stadien der Umsetzung oder Planung davon waren 63 bereits in Betrieb 19 Im Juni 2020 hat die deutsche Bundesregierung eine nationale Wasserstoffstrategie beschlossen Uber einen wirtschaftspolitischen Rahmen sowie 9 Milliarden Euro Staatshilfen soll mit Hilfe von Wasserstoff die Energiewende vorangebracht werden 20 Konzepte Bearbeiten nbsp Schematische Darstellung eines Wind to Gas Hybridkraftwerkes integrierte elektrolytische Wasserstoffherstellung ohne nachfolgende Methanisierung Klassisches Konzept Bearbeiten Das klassische Power to Gas umfasst die Umwandlung regenerativ erzeugter elektrischer Energie in chemische Energie und deren Speicherung im verfugbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase Hierfur wird Wasser zunachst mit Elektrolyseuren in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten darauf unter Zugabe von Kohlenstoffdioxid methanisiert und schliesslich ins Erdgasnetz eingespeist Anschliessend kann dieser Brennstoff fur verschiedene Zwecke verwendet werden Neben der Ruckverstromung in Gaskraftwerken oder Blockheizkraftwerken ist auch die Nutzung im Verkehrssektor sowie zur Warmeerzeugung moglich Gas Gewinnung Bearbeiten nbsp Wasserelektrolyse schematisch Effiziente Anlagen benotigen nur 1 8 VoltDem synthetisch hergestellten Methangas wird auf Grund seiner Speicherfahigkeit eine besondere Rolle im Bereich der regenerativen Energien zugeschrieben Wie herkommliches synthetisches Erdgas kann es in das bereits vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden es ermoglicht so die Speicherung und den Transport der Energie zum Verbraucher und kann damit das elektrische Netz entlasten Ausgangsmaterialien fur die Herstellung dieses EE Gases sind Wasser und Kohlenstoffdioxid welche in Zeiten uberschussiger erneuerbarer Energie unter anderem zur Netzstabilisierung mittels Wasserelektrolyse in Wasserstoff 21 und anschliessend ggf per Methanisierung in Methan umgewandelt werden Zur Steigerung des Gesamtwirkungsgrades ist es sinnvoll die bei der Elektrolyse sowie der Methanisierung anfallende Abwarme ebenfalls zu nutzen Diese fallt bei der alkalischen bzw der PEM Elektrolyse auf einem Temperaturniveau von 40 bis 90 C bzw 20 bis 100 C an und kann somit z B fur die Einspeisung in die Rucklaufe von Warmenetzen als Prozesswarme fur bestimmte Industrieprozesse oder als Warmequelle fur Schwimmbader oder Krankenhauser dienen 22 Elektrolyse Bearbeiten Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser erzeugt und moglichst direkt in das Gasnetz eingespeist die zulassige Obergrenze fur die Wasserstoffkonzentration im deutschen Erdgasnetz liegt mit Stand von 2015 im einstelligen Prozentbereich 23 im Stadtgasnetz waren etwa 50 Wasserstoff enthalten oder in Grossspeichern wie Salzkavernen zwischengespeichert 21 Die zur Elektrolyse benotigte elektrische Energie wird mittels Windkraftanlagen oder durch Solarzellen erzeugt Bei der Erzeugung von Wasserstoff als EE Gas durch Wasserelektrolyse lauft folgende chemische Reaktion ab 2 H 2 O E n e r g i e 2 H 2 O 2 displaystyle mathrm 2 H 2 O Energie leftrightharpoons 2 H 2 O 2 nbsp Zwei Wassermolekule H2O werden in zwei Wasserstoffmolekule H2 und ein Sauerstoffmolekul O2 aufgespalten Zur Elektrolyse konnen alkalische Elektrolyseure PEM Elektrolyseure und Festoxidbrennstoffzellen genutzt werden 24 Weitere Elektrolysetechniken befinden sich in der Erforschung 25 Beispielsweise wurde 2017 ein Elektrolyseur auf Basis eines Nickel Eisen Akkumulators vorgestellt der zunachst wie ein herkommlicher Akkumulator geladen und entladen werden kann Erreicht der Akkumulator seine Kapazitatsgrenze und wird weiter Strom zugefuhrt wird stattdessen Wasserstoff produziert 26 Solche Anlagen hatten den Vorteil dass sie sowohl zur Kurz als auch zur Langfristspeicherung geeignet waren 27 Ein Beispiel fur die industrielle Realisierung ist die Wasserstoffproduktion durch die Wind to Gas Energy GmbH amp Co KG auf dem Gelande des Industrieparks Brunsbuttel 28 Methanisierung Bearbeiten Technische Methanisierung Bearbeiten nbsp Methanisierung von CO2 mittels elektrolytisch gewonnenem WasserstoffAlternativ kann der Wasserstoff zusammen mit zuvor aus Industrieprozessen abgeschiedenem oder aus der Luft gewonnenem Kohlenstoffdioxid in Methangas umgewandelt werden was eine Form des Carbon Capture and Utilization Konzeptes darstellt Das gewonnene Methan kann anschliessend bis zu 100 in das Gasnetz eingespeist oder in Gasspeichern gelagert werden Im Gegensatz zur Wasserstoffherstellung steht in diesem Fall die komplette Erdgasinfrastruktur fur Speicherung und Transport zur Verfugung 29 Grundsatzlich gilt jedoch dass die Erzeugung von synthetischem PtG Methan solange unsinnig ist solange noch parallel aus fossilem Erdgas Wasserstoff fur die stoffliche Nutzung gewonnen wird Bislang werden von der Wirtschaft grosse Mengen Wasserstoff benotigt 2010 nutzte die deutsche Industrie z B mehr als 60 TWh Wasserstoff fur die Produktion von Ammoniak Methanol und in Raffinerien die durch Elektrolysewasserstoff aus erneuerbaren Energien ersetzt werden konnten 30 Bei der Erzeugung von Methan als EE Gas lauft folgende Reaktion ab 31 4 H 2 C O 2 C H 4 2 H 2 O D H R 164 9 k J m o l displaystyle mathrm 4 H 2 CO 2 rightarrow CH 4 2 H 2 O qquad Delta H mathrm R 164 9 frac mathrm kJ mathrm mol nbsp Dabei beschreibt D H R displaystyle Delta H mathrm R nbsp die bei dieser exothermen Reaktion freiwerdende Reaktionsenthalpie Die Reaktion kann dabei nach den folgenden zwei Teilreaktionen ablaufen 31 1 H 2 C O 2 C O H 2 O D H R 41 5 k J m o l displaystyle mathrm H 2 CO 2 rightarrow CO H 2 O qquad Delta H mathrm R 41 5 frac mathrm kJ mathrm mol nbsp 2 3 H 2 C O C H 4 H 2 O D H R 206 4 k J m o l displaystyle mathrm 3 H 2 CO rightarrow CH 4 H 2 O qquad Delta H mathrm R 206 4 frac mathrm kJ mathrm mol nbsp In der ersten Teilreaktion reagiert der per Elektrolyse erzeugte Wasserstoff H2 zunachst 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 32 Da der Prozess exotherm verlauft entsteht Abwarme Wird diese zur Verdampfung des Wassers in Kombination mit einer Hochtemperatur Dampfelektrolyse eingesetzt kann der Wirkungsgrad des Gesamtprozesses um etwa 16 gesteigert werden 33 Mogliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energietragern befeuerte Kraftwerke Biogasanlagen Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft 31 1 Auch Klaranlagen bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an insbesondere fur kommunale Betriebe mit eigenem Fuhrpark 34 Zwei Verbundeffekte ergeben sich jedoch bei der Kombination mit einer Biogasanlage Zum einen kann der Einspeisepunkt in das Erdgasnetz gemeinsam genutzt werden zum anderen enthalt Rohbiogas neben Methan als Hauptbestandteil erhebliche Mengen CO2 Letzteres musste 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 stort dabei nicht wohl aber Spuren von Schwefelwasserstoff die fur diese Nutzung abgetrennt werden mussen 1 etwa durch Aktivkohle Ein oxidatives Verfahren wie bei der Rauchgasentschwefelung ware ungeeignet da der notwendige Lufteintrag den Ertrag schmalern wurde Wahrend 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 Bearbeiten Es ist moglich die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von Archaeen durchzufuhren biologische Methanisierung Durch die hohe Selektivitat der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden 35 36 37 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 Wert Die Methanbildungsraten sind allerdings geringer als bei der chemischen Variante Dem Problem kann begegnet werden indem die Kathodenoberflache vergrossert wird 38 Der Prozess vollzieht sich schrittweise Zunachst werden Enzyme sezerniert die sich an der Kathodenoberflache anheften 39 und so das Uberpotential zur Elektrolyse reduzieren 40 Danach beginnen methanogene Archaeen den gebildeten Wasserstoff zur Methanogenese zu nutzen Diese sogenannten Methanogenen wachsen sowohl bei Raumtemperatur als auch bei hoheren Temperaturen bei denen die Methanbildungsraten ebenfalls hoher sind Methanogene die typischerweise die Reaktoren besiedeln gehoren den Gattungen Methanobacterium 41 42 Methanobrevibacter 43 und Methanothermobacter thermophil 44 an Eine direkte Elektronenubertragung wurde ebenfalls postuliert 45 Ein neues sich noch in Entwicklung befindendes Verfahren verlegt die Methanisierung in den Fermenter einer Biogasanlage und nutzt dafur die vorhandenen Mikroorganismen Die uberschussigen 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 Abwarme kann auch noch genutzt werden 46 Einspeisung Bearbeiten Einspeisepunkte Bearbeiten EE Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle in das Erdgasnetz eingespeist werden Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benotigen 47 bietet sich beispielsweise auch eine Einspeisung im Bereich existierender oder neu geschaffener Gasversorgungsbauwerke wozu unter anderem Gaswerke Gaskraftwerke Hybridkraftwerke Kraft Warme Kopplungs Anlagen Verdichterstationen oder auch die Gasometer genannten Gasbehalter zahlen als Einspeisepunkte an Auch eine Verknupfung der Einspeisung mit vorhandenen Biogasanlagen ist generell denkbar Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung Bearbeiten Bei der Umsetzung von Power to Gas werden in der Fachwelt verschiedene Probleme diskutiert Fur die Speicherung als Wasserstoff spricht der deutlich hohere Wirkungsgrad gegenuber der Methanisierung Bei Wasserstoff und Sauerstoffspeicherung nach Hochdruckelektrolyse und einem nachfolgenden mit Knallgas betriebenen GUD Kraftwerk konnte an einer Windkraftanlage ein mittlerer elektrischer Gesamtwirkungsgrad Elektrolyse displaystyle rightarrow nbsp Speicherung displaystyle rightarrow nbsp Ruckverstromung bis 50 demonstriert werden 48 Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann Bei der Methanisierung wird zusatzlich Energie verbraucht weshalb der Energieverlust bei der Ruckverstromung 2012 bei 50 bis 67 Prozent lag Dazu gab die Unternehmensberatung A T Kearney 2012 an dass ein sich ergebender Preis von 80 Euro pro Megawattstunde fur kunstlich produziertes Methan dreimal so hoch wie der konventionellen Erdgases ware 17 Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist ausserdem davon auszugehen dass langfristig nur noch wenige Quellen fur konzentriertes Kohlenstoffdioxid zur Verfugung stehen werden Alternativ ware eine Gewinnung aus der Luft moglich die jedoch energetisch aufwandig und teuer ist 49 Eine Tonne CO2 aufzufangen kostet bis zu 500 Euro Die Bundesnetzagentur vertritt die Meinung dass sowohl der Wasserstoff prioritar auf der Ebene der Ubertragungsnetze als auch die Methanisierung auf der Ebene der Gasverteilnetze eine Zukunft haben 50 Der Gasnetzbetreiber Ontras sieht den Wasserstoff Anteil im Gas derzeit aufgrund von Beschrankungen bei den Anwendungen insbesondere bei CNG als Kraftstoff bei 2 Prozent Das Leitungssystem vertragt jetzt schon auch hohere Wasserstoffanteile Der Verein des Deutschen Gas und Wasserfachs DVGW sieht 10 Prozent Wasserstoff als unkritisch an Die Alternative ware ihn nach der Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen 50 Umstritten ist wie hoch die Einspeisegrenzen fur Wasserstoff sein konnen Gegen zu hohe Wasserstoffkonzentration sprechen nicht nur mogliche Materialschaden 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 uber 240 km langes Wasserstoffnetz Weltweit existierten 2010 mehr als 1000 Kilometer Wasserstoffleitungen 51 Air Liquide betrieb mit Stand von 2016 weltweit Wasserstoff Pipelines mit einer Gesamtlange von fast 2000 km 52 Ausserdem treten die unerwunschten Korrosions Effekte vorwiegend bei un oder niedriglegierten Stahlen auf Die Stahle nach DIN EN 10208 2 die hauptsachlich im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden sind davon weniger betroffen was durch mehrere Studien belegt wurde 53 Nutzung des Synthesegases Bearbeiten Wirkungsgrad je nach Verwendung des Stroms Feb 2011 ggf Methanisierung von Biogas 1 Weg Wirkungsgrad AnmerkungStrom GasWasserstoff 54 72 mit 200 bar komprimiertMethan SNG 49 64 Wasserstoff 57 73 mit 80 bar komprimiert Erdgasleitung Methan SNG 50 64 Wasserstoff 64 77 ohne KompressionMethan SNG 51 65 Strom Gas StromWasserstoff 34 44 mit 80 bar komprimiertund zu 60 verstromtMethan SNG 30 38 Strom Gas Strom amp Warme KWK Wasserstoff 48 62 mit 80 bar komprimiert undStrom Warme anteilig 40 45 Methan SNG 43 54 Fur Wasserstoff und Methan bieten sich unterschiedliche Einsatzmoglichkeiten an Da Erdgas zum uberwiegenden Teil aus Methan besteht kann Erdgas in vielen Fallen durch Methan aus Power to Gas Anlagen ersetzt werden Die Power to Gas Technologie lasst sich somit fur viele Anwendungen einsetzen und verbindet somit Markte fur elektrischen Strom Warme und Mobilitat miteinander 21 Der Nutzungsgrad ist bei Wasserstoffeinspeisung von der Verwendung des Gases vom Energieaufwand fur die Verdichtung sowie von der Lange der Transportleitungen abhangig Erzeugung elektrischer Energie Bearbeiten Die chemische Energie von EE Gas kann bei Bedarf in elektrische Energie umgewandelt werden Es kann in unterschiedlichen Arten von Gaskraftwerken und Kraft Warme Kopplungsanlagen ruckverstromt werden Wird EE Gas als Stromspeicher eingesetzt betragt der Wirkungsgrad von Strom zu Strom zwischen 30 und 44 1 Wird EE Gas in Kraft Warme Kopplungsanlagen ruckverstromt sind Gesamtwirkungsgrade von 43 bis 62 erreichbar 45 Warmeanteil der KWK mit eingerechnet 1 Warme Bearbeiten Wie fossiles Erdgas heute kann EE Gas theoretisch fur die Warmebereitstellung beispielsweise zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden Fur die Gasherstellung fallen dann etwa 35 thermische Energieverluste an In der Praxis ware es jedoch energetisch sehr ineffizient Gebaude mit EE Gas und Gas Brennwertkesseln zu beheizen da eine solche Warmeversorgung ein Mehrfaches an Primarelektrizitat benotigen wurde als der alternative Einsatz einer Warmepumpenheizung So wurde ein von einer Warmepumpe beheiztes Haus mit 15 000 kWh Warmebedarf pro Jahr bei einer ublichen Jahresarbeitszahl von 3 rund 5 000 kWh elektrischer Energie benotigen Eine sehr effiziente Warmepumpe mit einer Jahresarbeitszahl von 5 kame sogar mit nur 3000 kWh aus Hingegen lage der Stromverbrauch bei Nutzung einer Gas Brennwerttherme die mit PtG Gas betrieben wird infolge der Verluste bei der Gasherstellung bei insgesamt ca 23 000 kWh und damit um ein Mehrfaches hoher 54 Eine 2022 erschienene Ubersichtsarbeit die 32 unabhangige d h nicht von Industrieverbanden oder unternehmen in Auftrag gegebene Studien analysierte kam zu dem Ergebnis dass emissionsarmer oder emissionsfreier Wasserstoff zwar massiv von der Gas und Heizungsindustrie beworben und als Schlusseltechnologie gepriesen werde jedoch keine einzige der untersuchten Studien den grossflachigen Einsatz von Wasserstoff zu Heizzwecken empfahl Stattdessen kamen die Studien zum Ergebnis dass Wasserstoff verglichen mit anderen Alternativen wie Warmepumpen Solarthermie oder Fernwarmenetzen teurer ineffizienter und ressourcenintensiver sei und grossere negative Umweltauswirkungen habe Insbesondere verursachten Wasserstoffheizungen aufgrund des um etwa Faktor funf hoheren Energieverbrauchs hohere Energiesystemkosten als die Alternativen bedeuteten hohere Gesamtkosten fur Endverbraucher und benotigten mehr Energieinfrastruktur Ressourcen und verursachten mehr Flachenverbrauch Auch wurde sich durch sinkende Wasserstoffkosten durch gunstigere Okostromproduktion kein Vorteil ergeben da dieser Vorteil genauso fur Warmepumpen gelte und damit das relative Kostenverhaltnis der Technologien sich nicht verandere Zwar konnte Wasserstoff eine erganzende Rolle im Warmesektor spielen beispielsweise fur Spitzenlasten in Warmenetzen die vorhandene Beleglage liefere aber keinen Grund fur die Annahme dass fossiles Erdgas 1 zu 1 durch Wasserstoff ersetzt werden solle Im Gegenteil berge die Diskussion uber zukunftige Wasserstoffheizungen die Gefahr dass der Umstieg auf bereits heute verfugbare saubere Heiztechnologien die schon heute Emissionen einsparen konnten verzogert wurde Auch gebe es zahlreiche konkurrierende Wasserstoffgrossverbraucher z B in der Industrie fur die es kaum Alternativen zum Wasserstoff gebe die daher Vorrang vor Heizungen haben sollten 55 Mobilitat Bearbeiten Hauptartikel Power to Fuel und E Fuel nbsp Methanzapfsaule in ItalienEE Gas kann unter anderem in Brennstoffzellenfahrzeugen oder zum Antrieb von Gasfahrzeugen mit Verbrennungsmotor z B Erdgasfahrzeuge eingesetzt werden Eine mogliche Anwendung von EE Gas in Form von EE Wasserstoff wird moglicherweise die Mobilitat in Form von Treibstoff fur Brennstoffzellenfahrzeuge sein Dies erklart sich aus folgenden Grunden Die Gewinnung von EE Wasserstoff erfolgt in Zeiten hohen Energieangebotes aus Wind bzw Solarenergie mit dem Ziel Energie aus dem elektrischen System herauszutransferieren Eine Ruckfuhrung dieser Energie in das elektrische System ist mit hohen Verlusten verbunden und sollte unterbleiben bzw Engpasszeiten zu wenig Stromangebot vorbehalten bleiben die Preise fur Wind und Solarstrom sinken seit Jahren Neben der Nutzung von Gas kommen fur den Mobilitatssektor auch synthetische flussige Kraftstoffe in Frage eine Technik die als Power to Liquid deutsch etwa Elektrische Energie zu Flussigkeit bekannt ist 56 Anders als Power to Gas haben die unterschiedlichen Power to Liquid Technologien die Herstellung flussiger Kraftstoffe wie z B Methanol als Ziel Grunde fur die Herstellung flussiger Treibstoffe anstelle von Methan sind unter anderem die niedrige volumetrische Dichte von Methan sowie sein vergleichsweise hohes Treibhauspotential von ca 30 Daher wird die Methanolherstellung durch Hydrierung von Kohlendioxid fur die Synthese von Kraftstoffen fur das Verkehrswesen als vielversprechenderer Technologiepfad angesehen als die Produktion von gasformigem Methan 57 Gerade im PKW Sektor gilt die grossflachige Nutzung synthetischer Brennstoffe aus PtG bzw PtL Anlagen aber als wenig sinnvoll da sich aufgrund des geringen Gesamtwirkungsgrades dieses Systems ein bei weitem hoherer Energiebedarf ergibt als beim Einsatz von batterieelektrischen Fahrzeugen Dies wiederum wurde sowohl einen deutlich hoheren Zubau erneuerbarer Energieanlagen erfordern als auch hohere Kosten verursachen 58 Auch Brennstoffzellenfahrzeuge gelten aufgrund des hohen Energieverbrauchs vor allem als mogliche Alternative im Langstreckenverkehr 59 Hingegen konnten Wasserstoff oder alternativ daraus gewonnene synthetische Brennstoffe die Rolle als wichtigster Treibstoff im Langstrecken Schiffsverkehr sowie der Luftfahrt einnehmen 60 Integriertes Konzept Bearbeiten Neben Anlagen die das Synthesegas in das Gasnetz einspeisen oder fur Endnutzer im Verkehrswesen bereitstellen existieren auch Konzepte fur integrierte Power to Gas Anlagen die das Synthesegas in anlageneigenen Tanks oder Kavernen zwischenspeichern und schlussendlich wieder elektrische Energie und ggf Warme in die Netze der offentlichen Energieversorgung einspeisen Diese Anlagen weisen haufig besondere Konzepte zur Abwarmenutzung auf und erreichen somit hohere Wirkungsgrade als netzeinspeisende Anlagen Im Jahr 2015 wurde von Jensen u a eine Studie mit einem solchen Konzept in der Fachzeitschrift Energy and Environmental Science veroffentlicht Anstelle von Elektrolyseuren Methanisierungsanlagen und Gaskraftwerken zur Ruckverstromung sollen reversibel arbeitende Festoxidbrennstoffzellen zum Einsatz kommen die beim Speicherprozess aus Wasser und Kohlenstoffdioxid ein Methan Wasserstoffgemisch und beim Entladevorgang wieder die Ausgangsmaterialien herstellen Durch die Arbeitsweise bei relativ niedriger Temperatur und hohem Druck kann die bei der stark endothermen Spaltung von Wasser und Kohlenstoffdioxid in Wasserstoff Kohlenmonoxid und Sauerstoff erforderliche Warme genutzt werden womit Warme und damit Effizienzverluste beim Speichervorgang stark vermindert werden Gespeichert wurden Methan und Kohlendioxid in zwei unterschiedlichen unterirdischen Kavernenspeichern die auf eine Speicherkapazitat von mehreren Monaten dimensioniert werden konnten 3 Bei der Ruckverstromung wurde unterirdisch verpresstes Brenngas ein Gemisch aus Methan und Wasserstoff nach Entspannung Erhitzung und Vermischung mit Wasser in die Brennstoffzelle geleitet die aus dem Brenngas elektrische Energie und ein wasserdampf und kohlenstoffdioxidreiches Abgas gewonne wobei letzteres wieder gespeichert wurde Die heissen Abgase aus der Brennstoffzelle wurden hierbei genutzt um die Brenngase vor Eintritt in die Brennstoffzelle zu erhitzen Diese thermische Integration der einzelnen Systembestandteile gilt als Schlusselbedingung fur den hohen Gesamtwirkungsgrad der Anlage Auf diese Weise lasst sich nach Angabe der Autoren ein gesamter Speicherwirkungsgrad von bis ca 72 bei vergleichsweise geringen Kosten erzielen In Sachen Kapazitat Kosten und Wirkungsgrad sei die Technik in etwa vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken allerdings sei die Speicherbasis chemisch womit dieser Speicher der bessere Langfristspeicher sei Die Speicherkosten seien unter bestimmten Umstande vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken und gunstiger als Batteriespeicher Druckluftspeicher und herkommlicher Wasserstoffspeicher Basis dieser Berechnung war ein Speicherkraftwerk mit 250 MW installierter Leistung der Brennstoffzellen und einer Speicherkapazitat von 500 GWh ca 3 Monate Die Lebensdauer der Gesamtanlage wurde mit 20 Jahren angesetzt die der Brennstoffzellen mit 5 Jahren 3 Eine 2018 in der Fachzeitschrift Energy online first publizierte Studie die dieses Konzept aufgriff und weiterentwickelte kam zum Ergebnis dass mit einem solchen integrierten Power to Gas Konzept sogar Strom zu Strom Wirkungsgrade bis etwa 80 moglich sein konnten 61 Power to Chemicals Bearbeiten Hauptartikel Power to Chemicals Neben der Einspeisung ins Gasnetz konnte Wasserstoff aus regenerativen Stromuberschussen ebenfalls als Rohstoff fur die chemische Industrie dienen und dort benotigten Wasserstoff ersetzen der derzeit noch aus fossilen Quellen gewonnen wird Dies wird als Power to Chemicals bezeichnet Da die Chemieindustrie massgeblich auf den fossilen Rohstoffen Erdol und Erdgas basiert muss die Chemieindustrie mit der Verknappung dieser Rohstoffe langfristig ihre Rohstoffbasis auf regenerative Quellen umstellen Power to Gas Anlagen ermoglichen es mittels erneuerbarem Uberschussstroms synthetische Rohstoffe auf Basis von Wasser und Kohlendioxid zu gewinnen aus denen wiederum komplexere Grundstoffe wie Methan Methanol oder Polymere hergestellt werden konnen 62 Indirekt handelt es sich bei Power to Chemicals ebenfalls um einen Speicherprozess da auf diese Weise keine fossilen Energietrager mehr als Rohstofflieferanten benotigt werden sondern potentiell fur energetische Zwecke zur Verfugung stehen Zudem konnen Power to Chemicals Anlagen das Energiesystem wie auch andere Speicher flexibler gestalten beispielsweise durch Bereitstellen von Regelleistung oder durch Einsatz im Lastmanagement 63 Als Abnehmer der Produkte kommt insbesondere die Chemieindustrie in Frage jedoch haben auch weitere Industriebranchen einen teils hohen Bedarf fur Wasserstoff oder andere Synthesegase Beispielsweise konnten Erdolraffinerien die einen erheblichen Wasserstoffbedarf haben mit Wasserstoff aus Power to Gas Anlagen versorgt werden womit der CO2 Ausstoss des Verkehrs nennenswert gesenkt werden konnte 64 Dieser Einsatz von Power to Gas Anlagen hat gegenuber der Methanisierung mit anschliessender Ruckverstromung grosse Vorteile in Hinblick auf Kosten und Wirkungsgrad und sollte deswegen zunachst bevorzugt eingesetzt werden So konnte bei Power to Gas Anlagen zunachst auf den mit zusatzlichen Energieverlusten verbundenen Schritt der Methanisierung verzichtet werden wahrend zugleich die ebenfalls verlustbehaftete Erzeugung von Wasserstoff aus fossilem Erdgas entfiele Zu fruh auf die Methanisierung fur die Ruckverstromung zu setzen wurde im Umkehrschluss bedeuten unsinnigerweise mit Energieverlusten Methan aus vorhandenem Oko Wasserstoff zu machen wahrend gleichzeitig und ebenfalls mit Energieverlusten fossiler Wasserstoff aus Erdgas hergestellt wurde 49 Rolle von Power to Gas im Energiesystem Bearbeiten nbsp Die unterschiedlichen Einsatzbereiche von sauberem Wasserstoff nach ihrer Wirtschaftlichkeit eingeordnetIm Zuge der Energiewende werden immer mehr variable erneuerbare Energien errichtet insbesondere Windkraft und Photovoltaikanlagen Dadurch dass zugleich konventionelle Grundlastkraftwerke wenig flexibel sind und nur bis zu einem gewissen Grad gedrosselt werden konnen kann es wahrend Zeiten hoher Einspeisung von Wind und Solarenergie zu einem Uberangebot von Strom kommen speziell bei geringer Stromnachfrage Dieser Effekt ist abhangig von der Flexibilitat des konventionellen Kraftwerksparks Er tritt umso starker auf je hoher der Anteil von schlecht zu regelnden Grundlastkraftwerken insbesondere Kernkraftwerke und Braun kohlekraftwerke ist wahrend er hingegen bei einem flexiblen Kraftwerkspark der vorwiegend aus gut zu regelnden Gaskraftwerken besteht erst spater auftritt Bei hohen Anteilen an Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung kann deren Einspeisung zeitweise auch ohne Einspeisung fossiler Kraftwerke hoher liegen als die Nachfrage womit die Energie entweder genutzt exportiert oder abgeregelt werden muss Nutzungskonzepte auch als Power to X bezeichnet umfassen z B die Verwandlung in Warme mittels Power to Heat die Nutzung im Mobilitatswesen z B mittels Vehicle to Grid oder die Speicherung in Speicherkraftwerken wie Pumpspeichern Batteriespeichern oder Druckluftspeicherkraftwerken Diese Speicher sind primar Kurzfristspeicher fur eine regenerative Vollversorgung wird jedoch ebenso ein Langfristspeicher benotigt der eine saisonale Energiespeicherung moglich macht Hierfur 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 herkommliche Speicher zur Sicherung der Netzstabilitat eingesetzt werden indem sie als regelbare Last eingesetzt werden Hierbei ist zu berucksichtigen dass Strom aus erneuerbaren Energien im Allgemeinen und Stromuberschusse im Besonderen auf absehbare Zukunft zunachst mengenmassig begrenzt bleiben werden Daher ist es zweckmassig Okostrom vor allem fur diejenigen Prozesse einzusetzen wo er den grossten Umweltnutzen entfalten kann 65 Energiewirtschaftliche Analysen ergaben dass das vor allem bei der Nutzung von Uberschussstrom fur Warmepumpen und Elektroautos durch Sektorenkopplung der Fall ist Diese Technologien sollten fruher zum Einsatz kommen als die Erzeugung von Brenngasen mittels Power to Gas Technologie 66 67 In der Fachliteratur wird davon ausgegangen dass ab einem Erneuerbare Energien Anteil von etwa 40 in grosserem Masse zusatzliche Speicher benotigt werden vereinzelt wird auch die Zahl 70 genannt 68 Unterhalb eines Anteils von 40 Erneuerbarer Energien gelten eine Ausregelung durch Warmekraftwerke sowie eine geringfugige Abregelung von Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien erwartet werden etwa 260 GWh pro Jahr bzw 1 Promille der bei einem 40 Anteil prognostizierten Okostromerzeugung als volkswirtschaftlich effizienter Die Speicher wurden in diesem Fall grosstenteils zur besseren Auslastung von in Grundlast betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerken eingesetzt zugleich wurden die Kosten fur den Neubau der Speicher den Nutzen durch eine gleichmassigere Kraftwerksfahrweise deutlich ubersteigen Daher werden zusatzliche Speicher in Deutschland fruhestens ab dem Jahr 2020 fur notwendig gehalten 69 Auch bei Anteilen Erneuerbarer Energien von bis ca 70 am Jahresstrombedarf bleibt der Speicherbedarf zunachst moderat sodass Power to Gas in absehbarer Zeit noch nicht benotigt wird sondern zur Marktreife gebracht werden kann 70 Ein Bedarf fur saisonale Speicherung tritt erst auf wenn der Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung 60 8 bis 80 9 erreicht Dann sollten mit Power to Gas zunachst synthetische Brennstoffe produziert werden die moglichst nur im Verkehrswesen eingesetzt wurden erst bei noch hoheren Anteilen ware eine Ruckverstromung und damit ein Einsatz im Strom und Warmesektor durch Kraft Warme Kopplung notwendig 8 Grundsatzlich gilt dass die gleichzeitige Erzeugung von synthetischem Methan mittels Power to Gas Technologie eine Energieverschwendung darstellt solange Erdgas in grossem Umfang zur Bereitstellung von Prozesswarme und Warmwassererzeugung genutzt wird Dies liegt darin begrundet dass Strom zu Heizzwecken eine Effizienz von nahezu 100 aufweist und somit mehr Erdgas durch direkte Heizung mit Strom eingespart werden als EE Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann 71 72 Daher sollten bei der Einbindung von Stromuberschussen zunachst energieeffizientere Technologien wie Power to Heat zum Einsatz kommen und erst spater die deutlich verluststarkere Power to Gas Technologie genutzt werden Da Power to Gas auch kostenintensiver ist als die genannten Alternativen wird diese Nutzungsreihenfolge auch aus wirtschaftlichen Grunden empfohlen 73 Durch den uberschaubaren Wirkungsgrad der wiederum zu einem erheblichen Mehrbedarf an Windkraft und Photovoltaikanlagen fuhrt sollte ein zukunftiges Energiesystem so ausgelegt sein dass insgesamt nur ein geringer Langfristspeicherbedarf besteht 74 Die Nutzung von Power to Gas ist nur energetisch sinnvoll und emissionseinsparend wenn Okostrom genutzt wird Wird hingegen Strom aus fossilen Energien eingesetzt vervielfachen sich die Emissionen Kommt beispielsweise Strom aus einem Braunkohlekraftwerk zum Einsatz das Emissionen von 1161 g CO2 aq kWh aufweist ergaben sich bei je 60 Wirkungsgrad fur Speicherprozess und Ruckverstromung im GuD Kraftwerk Gesamt Emissionen von 3225 g CO2 aq kWh etwa das Achtfache von Strom aus einem fossil befeuerten Erdgaskraftwerk 75 Unter gewissen Umstanden lassen sich jedoch Negative Emissionen erzielen mit denen der Kohlendioxidanteil der Erdatmosphare aktiv reduziert werden kann Dies ist beispielsweise dann der Fall wenn das Kohlenstoffdioxid fur die Methanisierung aus der Luft gewonnen wird und das synthetisierte Methan spater in einem Kraftwerk mit CO2 Abscheidung und Speicherung verbrannt wird 76 Der Sachverstandigenrat fur Umweltfragen SRU kam in einer 2021 publizierten Stellungnahme zur Rolle von Wasserstoff im Klimaschutz zum Ergebnis dass Wasserstoff ein wichtiger Baustein hinsichtlich Treibhausgasneutralitat sein konne dies aber nur unter der Voraussetzung dass er umweltfreundlich und nachhaltig produziert und sparsam genutzt werde In der Publikation wird darauf verwiesen dass die Produktion von grunem Wasserstoff grosse Mengen an Okostrom und damit indirekt Flachen Rohstoffe und Wasser erfordert weshalb er nur dort eingesetzt werden sollte wo keine effizienteren Alternativen zur Verfugung stehen Umso mehr gelte diese Aussage noch fur aus Wasserstoff hergestellte Power to X Folgeprodukte bei denen weitere Umwandlungsverluste anfallen Eine wichtige Rolle spielten Wasserstoff und daraus hergestellte Folgeprodukte in der chemischen Industrie der Stahlindustrie sowie dem internationale Schiffs und Flugverkehr wahrend im Schwerlastverkehr die Frage noch offen sei ob sich Wasserstoff batterieelektrische Konzepte oder Oberleitungs LKWs durchsetzten Im Stromsystem sowie Fern und Nahwarmenetzen sollte Wasserstoff gemass SRU nur eine erganzende Rolle spielen wahrend sein Einsatz in Gebaudeheizungen und PKWs ineffizient und bei weitem teuer sei als der Einsatz von alternativen Technologien wie Warmepumpenheizungen und E Autos Um Pfadabhangigkeiten und Fehlanreize im Hinblick auf fossile Energien zu vermeiden sollte die Forderung von Wasserstofftechnologien daher auf Sektoren beschrankt werden in denen langfristig die Wasserstoffnutzung unverzichtbar sei 77 Situation in Deutschland BearbeitenSpeicherkapazitat im deutschen Erdgasnetz Bearbeiten Eine grosse Bedeutung bei der Nutzung von EE Gas wird der Moglichkeit der Speicherung des Wasserstoff bzw Methangases in einem bereits vorhandenen Erdgasnetz zugerechnet Laut Fraunhofer Institut fur Windenergie und Energiesystemtechnik IWES benotigt Deutschland im Jahr 2050 wenn laut Bundesregierung 80 des elektrischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen sollen zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne Speicherkapazitaten von 30 Terawattstunden TWh 17 Demgegenuber wurde die Speicherkapazitat der Erdgasspeicher im deutschen Erdgasnetz im April 2010 vom Fraunhofer IWES mit uber 200 TWh angegeben was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht 78 Inklusive der 2013 in Planung befindlichen Kavernen und Porenspeicher liegt die Speicherkapazitat des deutschen Erdgasnetzes bei ca 332 TWh Der Erdgasverbrauch lag 2011 bei 760 TWh konnte aber durch mehr Power to Gas Anlagen weiter ansteigen Dennoch ware das Erdgasnetz inklusive der geplanten Speicher ausreichend dimensioniert fur eine sichere Vollversorgung auf Basis erneuerbarer Energien 79 Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazitat von 0 04 TWh und sind als Kurzfristspeicher fur eine Nutzungsdauer im Stunden bis Tagesbereich ausgelegt 80 Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich hoheren Wirkungsgrad zwischen 70 und 85 die Wirtschaftlichkeit wird aber auch durch die erheblichen Investitionskosten und den Flachenverbrauch bestimmt Die installierte Leistung wird ausgebaut kann aber in Deutschland aufgrund topographischer wie auch politischer Grunde nicht in die Grossenordnung der Speicherfahigkeit des Erdgasnetzes kommen Grosses Potential fur Speicherkapazitaten existiert dagegen in Nordeuropa In Norwegen gibt es beispielsweise fur Speicherwasserkraftwerke nutzbare Reservoire mit einer potentiellen Speicherkapazitat von insgesamt etwa 84 TWh in Schweden von etwa 34 TWh 81 Diese Speicherkapazitat liegt in einer ahnlichen Grosse wie die Speicherkapazitat des deutschen Gasnetzes Eine Ubersicht der Power to Gas Anlagen in Deutschland gibt die interaktive Karte auf der Seite der Strategieplattform Power to Gas der Deutschen Energie Agentur 82 Rechtliche Voraussetzungen Bearbeiten Sofern Power to Gas Anlagen mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben werden fallt EE Gas unter die Definition von Speichergas gemass 5 Nr 29 EEG 2014 Erneuerbare Energien Gesetz und Biogas gemass 3 Nr 10c EnWG Energiewirtschaftsgesetz 83 Fur Speichergas aus erneuerbarer Energie wird somit wenn es anschliessend wieder in elektrische Energie umgewandelt wird eine Einspeisevergutung gemass 5 Nr 29 EEG 2014 gezahlt Die Vergutung gilt nur fur Kleinanlagen lt 100 kW ab 1 Januar 2016 vorher lt 500 kW Fur grossere Anlagen erfolgt die Forderung uber eine Marktpramie gemass 5 Nr 29 EEG 2014 Dies stellt aber keine besondere Forderung dar da bei dem Umweg uber die Speicherung zusatzliche Kosten entstehen aber kein zusatzlicher Gewinn im Vergleich zur direkten Einspeisung des Stroms 84 abgesehen von der Befreiung von bestimmten Gebuhren 85 Liste der Anlagen in Deutschland Bearbeiten Ort Inbetriebnahme Leistung kW Betreiber BemerkungStuttgart 2009 25 IWES ETOGAS Die weltweit erste Pilotanlage mit einer Leistung von 25 kW zur Produktion von Methan nach dem Power to Gas Verfahren wurde im November 2009 in Stuttgart am Zentrum fur Sonnenenergie und Wasserstoff Forschung Baden Wurttemberg ZSW unter Beteiligung des Fraunhofer Instituts fur Windenergie und Energiesystemtechnik IWES und des Unternehmens SolarFuel heute ETOGAS GmbH in Betrieb genommen 86 Mit der Anlage wurde die grundsatzliche Machbarkeit des Verfahrens nachgewiesen das CO2 wurde der Umgebungsluft entnommen Die technische Grundlagenentwicklung wurde von den Forschungsinstituten ZSW Zentrum fur Sonnenenergie und Wasserstoff Forschung Stuttgart und Fraunhofer IWES Kassel durchgefuhrt 78 Der Wirkungsgrad der Gasherstellung liegt bei etwa 40 87 Morbach 2011 25 juwi ETOGAS Im Marz 2011 wurde die 25 kW Power to Gas Anlage von juwi und SolarFuel heute ETOGAS in der Energielandschaft Morbach im Hunsruck installiert und dort fur einige Wochen getestet 88 Dieser Test kombinierte eine Windgasanlage einen Windpark und eine Biogasanlage 89 Bad Hersfeld 2012 25 IWES ETOGAS Im Jahr 2012 wurde die 25 kW Power to Gas Anlage fur mehrere Monate an einer Biogasanlage am Standort des Hessischen Biogas Forschungszentrums betrieben In dem Pilotversuch den das Fraunhofer Institut fur Windenergie und Energiesystemtechnik IWES und das Unternehmen SolarFuel heute ETOGAS gemeinsam mit den Landern Hessen und Thuringen durchfuhrten wurde die direkte Umwandlung des im Biogas enthaltenen Kohlendioxids in Methan demonstriert 90 Stuttgart 2012 250 ZSW IEWS ETOGAS Im Oktober 2012 ging am ZSW in Stuttgart eine mit 250 kW Leistung zehnmal so grosse zum Zeitpunkt die weltgrosste Power to Gas Anlage in Betrieb 91 Die Anlage wurde im Rahmen eines vom BMU geforderten Projektes mit den Projektpartnern ZSW IWES und SolarFuel heute ETOGAS im Technikum des ZSW als PtG Versuchsanlage mit Elektrolyse 250 kW elektrische Anschlussleistung und mehreren Methanisierungsvarianten aufgebaut Prenzlau 2012 500 Enertrag Hauptartikel Kraftwerk Prenzlau nbsp Biogasanlage Gastank und Windkraftanlage des Hybridkraftwerks Prenzlau von EnertragDas Unternehmen Enertrag betreibt eine Pilotanlage ein im Marz 2012 in den Normalbetrieb gegangenes Hybridkraftwerk in der Uckermark nordlich von Prenzlau Brandenburg das Wasserstoff als Zwischenspeicher nutzt Gespeist wird die Anlage die im Oktober 2011 erstmals in Betrieb ging von insgesamt drei Windturbinen mit je zwei Megawatt Die Leistung des Elektrolyseurs betragt 500 kW bei etwa 75 Wirkungsgrad 92 Der Energieversorger Green Planet Energy bot seit dem 1 Oktober 2011 einen Windgas Fordertarif an der bei Lieferung von konventionellem Erdgas einen Forderbeitrag von 0 4 Euro Cent pro Kilowattstunde fur 5 Windgasanlagen enthalt und von 2018 uber 19 000 Kunden subventioniert wird Da Green Planet Energy uber keinen Elektrolyseur verfugt unterzeichnete das Unternehmen im Januar 2012 einen Abnahmevertrag zum Bezug von Wasserstoff von der Firma Enertrag 93 Nach anfanglichen Vertragsproblemen und Anlaufschwierigkeiten begann am 12 Dezember 2014 die Einspeisung von Windgas in das Gasnetz durch die Enertrag Pilotanlage in der Uckermark 94 Planungen zur Errichtung einer eigenen Planet Green Energy Anlage zur Erzeugung von Windgas wurden vom Aufsichtsrat Ende 2012 zunachst einstimmig abgelehnt 95 Hintergrund seien die gegenwartige Vollvergutung bzw die EEG Entschadigungszahlungen auch fur nicht einspeisefahigen Wind Spitzenlaststrom was zumindest aus okonomischer Sicht fur Energieerzeuger keine Windgas Anlagen zwingend notig macht und dem Windgas Konzept entgegen laufe Doch plant Green Planet Energy fur 2015 den Bau einer eigenen Elektrolyseanlage 96 Die Anlage ist auch Lieferant einer Wind Wasserstofftankstelle der Total Deutschland GmbH in der Heidestrasse in Berlin Mitte die am 18 April 2012 im Rahmen des Wasserstoffprojekts Clean Energy Partnership CEP in Betrieb genommen wurde 97 und auf 38 Betankungen pro Tag ausgelegt ist 98 Werlte 2013 6000 Audi ETOGAS Im Auftrag der Audi AG errichtete die ETOGAS GmbH in Werlte neben einer bestehenden Biogasanlage eine industrielle Pilotanlage zur Umwandlung von Okostromuberschussen in erneuerbares Erdgas von Audi e gas genannt Hierbei wird zur Methanisierung neben dem aus regenerativen Quellen gewonnenen Wasserstoff auch regeneratives CO2 aus einer von MT Biomethan gelieferten Biogasaufbereitungsanlage eingesetzt Die Anlage mit einer elektrischen Anschlussleistung von 6 MW wird 1 4 Millionen Normkubikmeter in Erdgas Normqualitat pro Jahr produzieren 99 Die Anlage wurde am 25 Juni 2013 eingeweiht 100 und hat im Herbst 2013 ihren Probebetrieb abgeschlossen Im Rahmen des e Gas Projekts von Audi produziert die Anlage erneuerbaren Kraftstoff fur das erste CNG Modell der Marke Audi den Audi A3 Sportback g tron 101 Der Wirkungsgrad der Gasherstellung betragt 54 87 Schwandorf 2013 208 MicrobEnergy In Schwandorf Oberpfalz hat das zur Viessmann Group gehorende Unternehmen MicrobEnergy GmbH im Februar 2013 eine Forschungsanlage in Betrieb genommen bei der ein mikrobiologisches Verfahren zur Methanisierung des Wasserstoffs zum Einsatz kommt Aus den im Elektrolyseur erzeugten 21 3 m Wasserstoff pro Stunde entstehen durchschnittlich 5 3 m h Methan Eine zweite MicrobEnergy Anlage befindet sich seit Juli 2013 in Bau Am Standort der Verbandsklaranlage Schwandorf Wackersdorf erzeugt ein Elektrolyseur 30 m h Wasserstoff die in einem 1300 Kubikmeter fassenden Faulturm mikrobiologisch in 7 5 m h Methan umgewandelt werden Projektpartner ist neben dem Zweckverband Verbandsklaranlage Schwandorf die Forschungsstelle fur Energienetze und Energiespeicher FENES der Technischen Hochschule Regensburg 102 Allendorf Eder 2015 300 MicrobEnergy Carbotech Viessmann nbsp Biologische Methanisierung Anlage Allendorf Eder Die Anlage wurde von Schwandorf an den Standort Allendorf Eder verlegt Dort wird seit Anfang Marz 2015 Strom in Methan umgewandelt und in das offentliche Erdgasnetz eingespeist Das benotigte CO2 stammt aus dem Abgasstrom einer nahegelegenen Biomethananlage mit Gasaufbereitung oder es wird direkt Rohbiogas aus dieser Anlage mit etwa 50 CO2 Gehalt zur biologischen Methanisierung genutzt In diesem Fall dient das Power to Gas Verfahren zusatzlich als Aufbereitungstechnologie fur Rohbiogas aus Biogas oder Klaranlagen Im Rahmen einer Kooperation wird das Speichergas aus der Power to Gas Anlage an Audi vermarktet 103 Falkenhagen 2013 2000 Uniper In Falkenhagen in der brandenburgischen Prignitz hat der Energiekonzern E ON im Juni 2013 erstmals im Testlauf einer Pilotanlage aus Windkraft erzeugten Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist Insgesamt wurden in dem eine Stunde dauernden Test rund 160 Kubikmeter Wasserstoff erzeugt und eingespeist Damit hat E ON die gesamte Prozesskette von der Stromaufnahme bis hin zur Einspeisung des Wasserstoffs zum ersten Mal mit Erfolg praktisch umgesetzt Ende August 2013 wurde die Pilotanlage in Betrieb genommen Laut Uniper produziert die Anlage mittels Alkali Elektrolyse rund 360 Normkubikmeter Wasserstoff pro Stunde Im Mai 2018 wurde die Anlage um eine Methanisierungsanlage erweitert 104 105 Werder 2013 1000 Wind projekt Hauptartikel Elektrolyse Speicherkraftwerk im Artikel Windpark Werder Kessin WIND projekt errichtete im Windpark Werder Kessin eine Elektrolyse Anlage mit 1000 kW Leistung die 2012 in den Testbetrieb ging Frankfurt am Main 2014 320 Thuga Am Standort Frankfurt am Main betrieb die Thuga Gruppe von 2014 bis 2017 die erste Power to Gas Demonstrationsanlagen der Welt die Strom in Wasserstoff umgewandelt und in das kommunale Gasverteilnetz eingespeist hat 106 Uber eine Protonen Austausch Membran PEM wurden pro Stunde 60 m Wasserstoff erzeugt 107 Mainz 2015 3 1300 Mainzer Stadtwerke Im Energiepark Mainz wurde im Juli 2015 ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 6 MW in Betrieb genommen als die bis dato weltgrosste Power to Gas Anlage Die Anlage besteht aus drei Elektrolyseeinheiten vom Typ Silyzer 200 in PEM Technologie mit jeweils 1 3 MW im Dauerbetrieb zeitlich begrenzt bis zu 2 MW je Elektrolyseur Der produzierte Wasserstoff wird teilweise in das Gasnetz eingespeist 108 und teilweise an Wasserstofftankstellen ausgeliefert 109 Das Forschungsprojekt wurde unter anderem vom Bundeswirtschaftsministerium gefordert Beteiligt waren die Hochschule RheinMain sowie die Unternehmen Siemens Linde und die Mainzer Stadtwerke 110 111 Nach dem Abschluss der Forschungsphase schloss sich ab Mitte 2017 der Probebetrieb und dann der Regelbetrieb an Ibbenburen 2015 150 RWE Der Energiekonzern RWE hat im August 2015 mit der Einspeisung von mittels Windstrom erzeugtem Wasserstoff in das regionale Gasnetz begonnen Der Wasserstoff wird mittels PEM Elektrolyse in einer Power to Gas Anlage im Nordrheinwestfalischen Ibbenburen gewonnen Die Anlage hat eine Kapazitat von 150 kW und eine Effizienz Strom zu Wasserstoff von 86 112 113 Hassfurt 2016 1250 Green Planet Energy Stadtischen Betrieben Hassfurt Die stadtischen Betriebe Hassfurt und der bundesweit aktive Okoenergieanbieter Green Planet Energy betreiben in Hassfurt eine kommerzielle Windgas Anlage Diese speist seit dem 8 September 2016 rund eine Million kWh Wasserstoff pro Jahr in das Gasnetz ein der mittels uberschussigem Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wird Dazu wird in der Anlage im Hafengelande am Main ein containergrosser 1 25 Megawatt PEM Elektrolyseur eingesetzt 114 115 Um das Gas mit dem uberschussigen Windstrom moglichst wirtschaftlich erzeugen zu konnen ist die Anlage in das virtuelle Kraftwerk des Kolner Energieunternehmens Next Kraftwerke eingebunden 116 Dieses schaltet uber eine Fernwirkeinheit den PEM Elektrolyseur nur dann ein wenn der Stromborsenpreis besonders niedrig ist beispielsweise bei sturmischen Wetterlagen wie Anfang 2017 117 Lampoldshausen 1000 Deutsches Zentrum fur Luft und Raumfahrt 2016 begann das DLR am Institut fur Raumfahrtantriebe mit der Errichtung einer Wasserstoff produzierenden Power to Gas Anlage zur Erforschung und Entwicklung dieser Speichertechnik im industriellen Massstab Neben einem PEM Elektrolyseur mit einer Leistung von 1 MW gehort zu der Anlage auch ein Blockheizkraftwerk das mit dem produzierten Wasserstoff betrieben werden kann um das Institut bei geringer Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaikanlagen vollstandig mit Strom und Warme zu versorgen Ein Teil des Wasserstoffs soll fur die Forschung an Raketentriebwerken am Standort verwendet werden 118 Dresden 2017 15 60 HELMETH Projekt nbsp HELMETH Power to Gas PrototypIm Rahmen des Europaischen Forschungsprojektes HELMETH wurde ab 2014 an der Entwicklung eines neuartigen Power to Gas Konzeptes gearbeitet Dieses sticht durch die Wasserstoffproduktion mittels druckbetriebener Hochtemperaturelektrolyse SOEC heraus Die anschliessende CO2 Methanisierung ist mit einer Siedewasserkuhlung versehen und produziert dadurch den fur die Elektrolyse benotigten Dampf Aufgrund der energetischen Verknupfung beider Module ergibt sich das Potenzial deutlich hohere Wirkungsgrade als bisher zu erreichen Fur den Prototyp wird ein Wirkungsgrad von 76 mit einer potenziellen Erhohung auf 80 im Industriemassstab angegeben 119 Detailliertere Erlauterungen finden sich in Kapitel Europaisches Forschungsprojekt HELMETHGrenzach Wyhlen 2018 300 1000 EnergieDienst AG Die Anlage wurde darauf ausgelegt die Wirtschaftlichkeit der Power to Gas Technologie zu demonstrieren Da der Strom fur die Wasserstofferzeugung von einem benachbarten Wasserkraftwerk am Rhein bezogen wird entfallen Netzentgelte und die EEG Umlage Ausserdem erlaubt die Nutzung von Wasserkraft mehr Volllaststunden als Wind oder Sonnenenergie 120 Sonneberg 2018 Wasserwerke Sonneberg Zum Aufbau einer regionalen Wasserstoffwirtschaft wird im Klarwerk Sonneberg Heubisch ein Druckelektrolyseur zur Erzeugung von Wasserstoff aus regenerativen Energien eingesetzt Der modulare Aufbau des alkalischen Druckelektrolyseurs mit Modulen im Leistungsbereich von 75 kW eignet sich zum dezentralen dynamischen Einsatz im Zusammenhang mit fluktuierenden erneuerbaren Energien 121 Bosbull Langenhorn Reussenkoge Dorpum 2020 2021 1125 Das Projekt eFarm der GP JOULE GmbH schuf eine modular erweiterbare Wasserstoff Infrastruktur im Kreis Nordfriesland Schleswig Holstein Wasserstoff aus funf PEM Elektrolyseuren je 225 kW in der Nahe regionaler Windkraftanlagen wird in mobilen Speichercontainern per LKW zu zwei offentlichen H2 Tankstellen in Husum und Niebull transportiert Teil des Projekts war auch die Anschaffung zweier Wasserstoff Linienbusse fur den offentlichen Nahverkehr die seit Mai 2021 im Einsatz sind 122 Taglich konnen 500 kg Wasserstoff produziert und uber die Tankstellen abgegeben werden Ende 2021 sind im Kreis Nordfriesland etwa 100 Brennstoffzellen PKW im Einsatz fast 10 des Bestandes dieser Fahrzeuge in ganz Deutschland 123 Haurup 2021 1000 Green Planet Energy eG Die neu entwickelte PEM Anlage mit einem Megawatt erzeugt seit 2021 aus uberschussigem Windstrom jahrlich bis zu drei Millionen Kilowattstunden Wasserstoff und speist diese ins Gasnetz 124 Wunsiedel 2021 22 8750 WUN H2 GmbH Zur Versorgung der Region Nordbayern mit ausschliesslich aus erneuerbaren Energien erzeugtem Wasserstoff wurde im Energie Park in Wunsiedel eine Anlage mit einer Leistung von 8 75 Megawatt errichtet mit einer jahrlichen Erzeugung von bis zu 1 350 Tonnen Wasserstoff Die Inbetriebnahme fand am 14 September 2022 statt 125 126 Geplante Anlagen und weitere Projekte Bearbeiten Europaisches Forschungsprojekt HELMETH Bearbeiten Im April 2014 wurde das von der EU geforderte und vom Karlsruher Institut fur Technologie KIT koordinierte 127 Forschungsprojekt HELMETH 128 Integrated High Temperature ELectrolysis and METHanation for Effective Power to Gas Conversion gestartet 129 Beteiligt sind neben dem KIT Politecnico di Torino POLITO Sunfire European Research Institute of Catalysis ERIC EthosEnergy Italia EEI Nationale Technische Universitat Athen NTUA und der Deutsche Verein des Gas und Wasserfaches DVGW Das Ziel des EU Projekts ist die Machbarkeit eines hocheffizienten Power to Gas Prozesses mit thermischer Integration von Hochtemperaturelektrolyse SOEC und CO2 Methanisierung zu demonstrieren Durch die thermische Integration von exothermer Methanisierung und Verdampfung fur die Wasserdampfelektrolyse sind Wirkungsgrade von uber 85 Brennwert des erzeugten Methans bezogen auf die eingesetzte elektrische Energie theoretisch moglich Das Projekt wurde Ende 2017 abgeschlossen und erreichte einen Wirkungsgrad von 76 fur den Prototyp mit einem angegebenen Potenzial von 80 fur Anlagen im industriellen Massstab 130 Die Betriebsbedingungen der CO2 Methanisierung sind ein Gasdruck von 10 30 bar eine SNG Produktion von 1 5 4 m3 h NTP und ein Eduktumsatz der SNG mit H2 lt 2 vol bzw CH4 gt 97 vol erzeugt 131 Damit ware das erzeugte Erdgassubstitut in das gesamte deutsche Erdgasnetz ohne Einschrankungen einspeisefahig 132 Als Kuhlmedium fur die exotherme Reaktion wird siedendes Wasser bei bis zu 300 C benutzt was einem Wasserdampfdruck von rund 87 bar entspricht Die SOEC arbeitet mit einem Druck von bis zu 15 bar Dampfumsatzen von bis zu 90 und erzeugt aus 3 37 kWh Strom einen Normkubikmeter Wasserstoff als Ausgangsstoff fur die Methanisierung Europaisches Forschungsprojekt STORE amp GO Bearbeiten Der technologische Reifegrad von Power to Gas fur den Alltagsbetrieb wird im von der Europaischen Union geforderten Forschungsvorhaben STORE amp GO gepruft 133 Dafur werden an drei europaischen Standorten drei unterschiedliche Methanisierungskonzepte aufgebaut und betrieben Falkenhagen Deutschland Solothurn Schweiz Troia Italien Die eingesetzten Technologien umfassen biologische und chemische Methanisierung sowie die Gewinnung von CO2 direkt aus der Atmosphare Das erzeugte Methan wird direkt in bestehende Gasnetze eingespeist oder verflussigt zu Bio LNG je nach Standort Ubergeordnetes Ziel ist es die eingesetzten Technologien und mogliche Anwendungen unter technischen wirtschaftlichen 134 und regulatorischen 135 Aspekten zu bewerten So wollen die 27 Projektpartner seit Marz 2016 fur eine Dauer von vier Jahren nicht nur die Technologie sondern auch konkrete kunftige Einsatzszenarien und Geschaftsmodelle untersuchen Das Projekt wird durch das Forschungsprogramm Horizon 2020 der EU mit 18 Mio sowie durch die Schweizer Regierung mit 6 Mio gefordert Die industriellen Projektpartner steuern weitere 4 Mio bei 136 Der Koordinator des Projekts ist die Forschungsstelle des Deutschen Vereins des Gas und Wasserfaches DVGW 137 am Karlsruher Institut fur Technologie KIT Weitere Planungen fur Power to Gas Anlagen Bearbeiten 2018 wurde bekannt dass ein Konsortium bestehend aus Tennet Gasunie und Thyssengas schrittweise eine Power to Gas Anlage mit 100 MW Leistung im Norden Niedersachsens aufbauen will Als Standort der Anlage sind Weener und Wiefelstede im Gesprach Geplant ist dass 2022 ein erstes Modul in Betrieb begehen soll anschliessend alle zwei Jahre ein weiteres 2028 soll die Anlage komplettiert sein Die Kosten werden auf einen niedrigen dreistelligen Millionenbetrag beziffert 138 Weitere Anwenderin der Power to Gas Technologie ist die Firma Sunfire 139 Laut Manager Magazin interessieren sich auch Enercon und einige Stadtwerke fur die Power to Gas Technologie Als Argument dafur dass sich inzwischen auch Gasversorger fur die Technik interessieren wird unter anderem der ruckgangige Gasbedarf zum Heizen auf Grund verbesserter Isolierung von Gebauden angefuhrt 17 Anlagen ausserhalb Deutschlands BearbeitenUnderground Sun Storage in Pilsbach Osterreich Bearbeiten In Osterreich wurde 2014 ein Forschungsprojekt in Angriff genommen bei dem mittels Power to Gas Technologie erzeugtes Methangas direkt in einen unterirdischen Porengasspeicher eingebracht sowie eine Beimischung von bis zu 10 Wasserstoffgas erprobt wurde Erfolgreich abgeschlossen wurde das Forschungsprojekt im Jahr 2016 140 Als Nachfolgeprojekt wurde im Marz 2017 Underground sun conversion gestartet Dabei mochte man aus Power to Gas erzeugtem Wasserstoff und CO2 sowie einem mikrobiologischen Prozess Erdgas direkt unterirdisch erzeugen und speichern 141 Versorgung von Utsira in Norwegen Bearbeiten Hauptartikel Stromversorgung im Artikel Utsira 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 142 Anlagen in Danemark Bearbeiten Die Universitat Aarhus das Elektrizitatswerk der Stadt Zurich ewz Erdgas Zurich weitere danische sowie deutsche Akteure engagieren sich fur eine Demonstrationsanlage im danischen Foulum 143 Im Jahr 2018 wurde in Hobro eine der modernsten Wasserstoffanlagen Europas eroffnet die 2020 nach einer Pilotphase den regularen Betrieb aufnahm 144 Hier wird bei der Elektrolyse das Proton Exchange Membrane Verfahren verwendet Die Anlage kann innerhalb von Sekunden angefahren werden Am danischen HyBalance Projekt sind sechs verschiedene Unternehmen beteiligt u a Air Liquide die auf Power to Gas basierende Geschaftsmodelle entwickeln wollen 145 GRHYD Demonstrationsprojekt in Dunkerque Frankreich Bearbeiten Ein unter anderem aus GDF Suez und Areva bestehendes Industriekonsortium plant in Dunkerque zum einen eine Tankstelle fur einen Flussigkraftstoff mit bis zu 20 Wasserstoffanteil zum anderen die Einspeisung von Wasserstoff in das Gasverteilnetz 146 Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil Schweiz Bearbeiten Die Regio Energie Solothurn hat in Zuchwil Kanton Solothurn ist ein Hybridwerk das Strom Gas und Warmenetze miteinander verbindet Die Anlage ist Teil des gesamteuropaischen Forschungsprojektes STORE amp GO Die Anlage wurde 2015 in Betrieb genommen und besitzt folgende technische Komponenten 147 Ein 6 MW Gas Heizkessel Wirkungsgrad 92 der in Not und Spitzenlastsituationen Warme direkt ins Fernwarmenetz leitet Das Blockheizkraftwerk Elektrische Leistung 1 2 MW Warmeleistung 1 2 MW besteht aus einem Zwolfzylinder Gasmotor und einem daran angekoppelten Generator der Nutzungsgrad liegt bei 90 44 elektrisch 46 thermisch Die Warme kann ins Fernwarmenetz der Regio Energie Solothurn gespeist werden und der Strom kann flexibel genutzt werden Der Elektrolyseur Aufnahmeleistung 2 175 kWel spaltet mittels Protonen Austausch Membran den Wasserstoff ab Output Wasserstoff 60Nm3 h Wirkungsgrad 50 60 und speichert diesen in Druck Zylindern Die Regio Energie Solothurn verwendet dazu uberschussigen Strom aus erneuerbarer Energie Der Wasserstoffspeicher Nutzvolumen ca 7 5 m Betriebsdruck bis 200bar max 1500 Nm3 H2 a 3 5 kWh Nm3 5 3 MWh speichert und mischt diesen dosiert mit 5 bis 200 Nm3 h ins Gasnetz Drei Warmespeicher a 100m Speicherkapazitat 3 5 5 MWh Lade Entladeleistung 6 MW Diese kommen insbesondere wahrend kalten Wintertagen als Spitzenbrecher zum Einsatz 2019 wurde eine zusatzlich erganzte Methanisierungsanlage in Betrieb genommen 148 Pilot und Demonstrationsanlage in Rapperswil Schweiz Bearbeiten Das Institut fur Energietechnik an der Hochschule fur Technik in Rapperswil Kanton St Gallen betrieb von 2014 bis 2017 die erste Power to Methane Anlage der Schweiz Die Pilot und Demonstrationsanlage erzeugte mit Energie aus Photovoltaik Methangas aus Wasser und CO2 das aus der Umgebungsluft gewonnen wurde Sie erreichte einen Wirkungsgrad von 35 Das erzeugte Methan konnte an einer integrierten Tankstelle direkt in geeignete Fahrzeuge verfullt werden Zudem war die Anlage an das lokale Erdgasnetz angeschlossen 149 Power to Gas Anlage in Dietikon Bearbeiten Im Jahr 2022 wurde in Dietikon Kanton Zurich die erste Power to Gas Anlage der Schweiz in Betrieb genommen 150 HyDeal Ambition Bearbeiten Unter dem Namen HyDeal Ambition planen 30 europaische Akteure den Aufbau einer integrierten Wertschopfungskette um grunen Wasserstoff zum Preis fossiler Brennstoffe anzubieten Die Produktion soll 2022 auf der iberischen Halbinsel beginnen Bis 2030 sollen eine Elektrolysekapazitat von 67 GW aufgebaut und damit jahrlich 3 6 Millionen Tonnen gruner Wasserstoff zum Preis von 1 50 kg geliefert werden 151 Europaisches Forschungsprojekt H2FUTURE Bearbeiten Im November 2019 wurde die bis dahin weltweit grosste Pilotanlage zur Erzeugung von grunem Wasserstoff am Produktionsstandort des osterreichischen Stahlherstellers voestalpine in Linz in Betrieb genommen Der von Siemens erbaute und installierte Silyzer 300 ein PEM Elektrolyseur mit einer Anschlussleistung von 6 MW erzeugt mit ausschliesslich aus erneuerbaren Energien gewonnenem Strom 1200 Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde Mit diesem von der Europaischen Union gefordertem Leuchtturmprojekt das von der Verbund AG koordiniert wird sollen Perspektiven aufgezeigt werden wie die enormen CO2 Emissionen bei der Stahlproduktion vermieden werden konnen wenn bei der Reduktion des Erzes zu Roheisen statt Koks Wasserstoff als Reduktionsmittel eingesetzt wird Die bei H2FUTURE beteiligten Forschungspartner TNO und K1 MET untersuchen die Ubertragbarkeit der Projektergebnisse fur den grosstechnischen Einsatz von Wasserstoff nicht nur in der Stahlindustrie sondern auch in anderen Industriesektoren z B der chemischen Industrie Ein weiterer Projektpartner ist der osterreichische Netzbetreiber Austrian Power Grid APG weil im Projekt auch das Potential der Wasserstoffanlage zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen und dem moglichen Ausgleich von Schwankungen im Stromnetz ermittelt wird 152 153 154 155 Siehe auch BearbeitenAlternative Kraftstoffe XtL Kraftstoff X to Liquid MethanolwirtschaftLiteratur BearbeitenFrank Graf Rene Schoof Markus Zdrallek Hrsg Power to Gas Grundlagen Konzepte Losungen Vulkan Verlag Essen 2021 ISBN 978 3 8356 7445 5 Michael Sterner Ingo Stadler Hrsg Energiespeicher Bedarf Technologien Integration 2 Auflage Berlin Heidelberg 2017 ISBN 978 3 662 48893 5 Michael Sterner Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 renewable energy systems 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lobid OGND AKS Abgerufen von https de wikipedia org w index php title Power to Gas amp oldid 239090951