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Power to Gas – ein Hype?

Autor:

“Power to Gas” (PtG) wird heute von einigen Stimmen als eine Schlüsseltechnologie von entscheidender Bedeutung für die Energiewende dargestellt. Ist diese Vorstellung fundiert, oder handelt es sich um einen nutzlosen oder gar schädlichen Hype?

Dass die Technologie “Power to Gas” (PtG) von vielen stürmisch begrüßt wird, lässt sich folgendermaßen nachvollziehen:

Auf dieser Basis erscheint der Schluss, dass wir Power to Gas unbedingt brauchen – nicht sofort, aber z. B. in 20 Jahren – für viele unausweichlich. Leider gibt es für diesen Ansatz aber erhebliche Probleme, die im Folgenden diskutiert werden.

Wie sind die Energieverluste zu bewerten?

Offenkundig müssen zusätzlich zu den oben präsentierten Überlegungen auch die Nachteile des vermeintlichen Lösungsansatzes analysiert werden. Das Kernproblem stellen hier die enormen Energieverluste dar, die bei der Wasserstoffherstellung durch Elektrolyse, bei der Methanisierung und bei der Rückverstromung in Gaskraftwerken auftreten. Wird elektrische Energie so zur Gaserzeugung genutzt und dieses dann wieder verstromt, hat man am Ende nur noch rund ein Drittel der ursprünglich eingesetzten Energie übrig. Das hat aber Folgen:

  • Das Verfahren kann betriebswirtschaftlich nur tragbar sein, solange es am Strommarkt sehr starke Schwankungen des Börsenstrompreises gibt. Diese zu verhindern (was volkswirtschaftlich unbedingt wünschenswert wäre!) ist so also grundsätzlich nicht möglich. Es würde also dabei bleiben, dass teuer erzeugter Überschussstrom zu Spottpreisen abgegeben werden muss – nun eben an die Betreiber der Anlagen für Power to Gas –, und dass Strom zu Spitzenzeiten teuer ist.
  • Die Menge an Überschussstrom, die zur Bedarfsdeckung zu anderen Zeiten nötig ist, wird durch die Energieverluste etwa verdreifacht. Das würde massiv höhere Kapazitäten an Windenergieanlagen und Photovoltaikanlagen bedeuten. Allein schon für die Akzeptanz der Energiewende ein ernstes Problem.
  • Offenkundig führt dies auch zu sehr hohen Systemkosten, schon ohne dass man die Kosten für die Power-to-Gas-Anlagen überhaupt angesehen hat.

Somit ist schon mal klar, dass man mit Power to Gas von einer befriedigenden Lösung des Problems, das den Ansatz motivieren soll, weit entfernt ist. Man sollte also danach nur dann greifen, wenn es sicher keine bessere Lösung gäbe. Die Suche nach einer solchen (siehe unten) scheinen die meisten Proponenten allerdings zu versäumen.

Das Dilemma der Anlagenauslastung

In der Regel stellt man sich den Einsatz von Power to Gas so vor, dass man damit gezielt Überschüsse z. B. von Windstrom verwertet. Dies ist aber wirtschaftlich höchst problematisch, weil die Elektrolyseure und die Methanisierungsanlagen dann niedrig ausgelastet sind, wodurch die Anlagekosten pro umgesetzter Kilowattstunde sehr stark zu Buche schlagen.

Zweigt man aber, um dieses Problem zu vermeiden, ständig einen Teil der erneuerbaren Erzeugung für Power to Gas ab, nutzt man nicht mehr im Wesentlichen nur überschüssige Energie. Also muss noch mehr Energie erzeugt werden, als es schon aufgrund der hohen Energieverluste der Fall ist. Es bleibt ja dann wiederum überschüssige Energie ungenutzt, d. h. das ursprünglich angepeilte Ziel (Überschüsse einspeichern und später nutzen) wird gar nicht erreicht.

Was gibt es denn für Alternativen?

Lastmanagement

Ein verstärktes Lastmanagement könnte die Nachfrage nach elektrischer Energie elastischer machen, so dass sie sich den jeweiligen Erzeugungsmöglichkeiten besser anpassen könnte. Allerdings sind die kostengünstig realisierbaren Maßnahmen beschränkt – sowohl im Volumen als auch in den Zeiträumen. Damit längere Starkwind- oder Schwachwindphasen zu überstehen, wäre wohl zu aufwändig. Allerdings würde man, wenn Power to Gas die einzige Alternative wäre, das Lastmanagement wohl so weit wie irgend möglich ausreizen – mit entsprechenden Kosten.

Andere Speichertechnologien?

Wie oben bereits erwähnt, dürfte es kaum möglich sein, auf andere Art Speicherkapazitäten von Dutzenden von Terawattstunden in Deutschland zu erträglichen Kosten zu schaffen. Für Pumpspeicherkraftwerke gibt es dafür viel zu wenig gute Standorte, und für Druckluftspeicherkraftwerke gilt Ähnliches. Auch wenn die Energieverluste hier viel geringer sind.

Wasserstoff zu erzeugen, zu speichern und mit Brennstoffzellen bei Bedarf wieder zu verstromen, wäre im Prinzip auch eine Möglichkeit – eine Variante von Power to Gas, die die Methanisierung vermeidet, dafür aber die großen Kapazitäten für die Erdgasspeicherung nicht nutzbar macht. Man müsste separate Wasserstoffspeicher aufbauen – das ist immerhin denkbar. Die Energieverluste wären deutlich geringer als mit dem Weg über Methan, aber immer noch sehr groß.

Vielleicht werden noch neue Technologien gefunden, die große Speicher zur Verfügung stellen können, aber das ist derzeit recht unsicher.

Ein europäisches Supergrid!

Der große Bedarf an Energiespeichern ist nicht etwa naturgesetzlich gegeben, sondern wird von einer oben gesetzten Prämisse massiv vergrößert: von der Forderung nach weitgehender Autarkie der deutschen Stromversorgung. Zur Zeit wird diese schon dadurch erzwungen, dass es nur sehr begrenzte Kuppelkapazitäten zu den Stromnetzen anderer Länder gibt. Jedoch würde sich die Lage durch ein europäisches Supergrid auf der Basis von Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) stark ändern: Der Stromaustausch über tausende von Kilometern wäre mit ziemlich geringen Verluste möglich – und dies zu ohne Weiteres tragbaren Kosten. Wie im Lexikon-Artikel über das Supergrid genauer erklärt wird, könnten damit nun wichtige Vorteile erzielt werden:

  • Die Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien könnte effizienter, billiger und landschaftlich weniger störend an den optimalen Standorten erfolgen – teils eben auch weiter weg, z. B. in Südeuropa oder Nordafrika, oder für Wind auch in Großbritannien.
  • Da die Stromerzeugung regional sehr viel diversifizierter wäre, würden sich die Fluktuationen (auch die des Verbrauchs) viel stärker ausmitteln – der Bedarf für Speicher wäre also viel geringer.
  • Bereits vorhandene große Wasser-Speicherkraftwerke in Norwegen, die auch für die Pumpspeicherung noch weiter ausgebaut werden könnten, würden eingebunden und damit viel nützlicher als bisher.
  • Das Problem der Energieverluste wäre minimiert.

Eine weitgehend autarke Versorgung für Deutschland gäbe es so freilich nicht mehr. Man muss freilich fragen, warum eine Autarkie im Strombereich so dringend notwendig ist, nachdem wir sie in vielen anderen Bereichen längst aufgegeben haben, weil die Kosten dafür schlicht zu hoch wären.

Gas aus Windstrom für Autos und Heizungen?

Nun wird auch vorgebracht, Power to Gas wäre gleichzeitig eine Möglichkeit, die Energiewende auch in den Sektoren Wärme und Mobilität voranzubringen – was ist hiervon zu halten?

Natürlich kann man EE-Gas sowohl in Gasheizungen als auch in Erdgasfahrzeugen einsetzen, um Erdgas zu verdrängen. Andererseits würde dies für die nächsten Jahrzehnte wenig helfen: Das Problem ist ja gar nicht, eine Anwendung für die Substitution von Erdgas zu finden, solange Erdgas dermaßen weit verbreitet eingesetzt wird. Der Anteil der Erdgasfahrzeuge am Fahrzeugpark wird sicher nicht dadurch limitiert, dass zu wenig Gas vorhanden wäre. Und bei Gasfeuerungen ließe sich Gas effizienter und billiger ersetzen, wenn die Stromüberschüsse direkt mit Elektroheizstäben in Wärme verwandelt würden – dort, wo die Wärme sonst mit Gas oder Heizöl erzeugt würde. Die zuletzt genannte Lösung – Power to Heat – hat nur die eine Einschränkung, dass die Wärme zwingend in dem Moment anfällt, wo es Stromüberschüsse gibt. Das ist aber gar kein Problem, solange noch vielerorts täglich Gas und Öl verbrannt werden. Zudem lässt sich Wärme ggf. leichter zwischenspeichern als Strom.

Allenfalls sehr langfristig könnte man sich vorstellen, dass die Erdgasförderung stark zurückgeht – wegen Verknappungen oder als Klimaschutzmaßnahme – und man dann den verbleibenden Bedarf mehr und mehr mit EE-Gas (aus Power to Gas) deckt. Auch die Erzeugung flüssiger Kraftstoffe aus EE-Gas wäre eine Möglichkeit. Das ist aber alles noch sehr weit weg – bestimmt etliche Jahrzehnte. Also gewiss kein Anlass, in näherer Zukunft Elektrolyseanlagen und Methanisierungsanlagen zu bauen. Warten wir mal ab, wie viel andere Lösungsbeiträge bis dann bringen können – etwa Wärmepumpen oder Elektroautos.

Was ist heute zu tun? Subventionen für Power to Gas einführen?

Nachdenken – auch über Power to Gas – wird kaum schaden. Eine ganz andere Frage ist aber, ob wir heute ein Subventionsprogramm aufsetzen sollten, um die baldige großflächige Einführung dieser Technologie zu erreichen? Wie gezeigt besteht ein akuter Bedarf für Power to Gas bislang überhaupt nicht. Falls wir versäumen, in den nächsten Jahrzehnten ein europäisches Supergrid aufzubauen, könnte es in 20 Jahren anders sein: Mehr und mehr Überschüsse von Windstrom könnten anfallen. Erst wenn diese auch mit Power to Heat nicht mehr genutzt werden könnten, wäre Power to Gas vielleicht wünschenswert. Man würde dann aber sicher nur wenige Jahre brauchen, um die Elektrolyse- und Methanisierungsanlagen zu bauen. Und die Technologie dafür ist bereits verfügbar; gewisse Optimierungen sind innerhalb von 20 Jahren ganz problemlos möglich, ohne jede Eile.

Man muss sich also fragen, warum einzelne Stimmen die Sache so forcieren möchten. Haben sie die Lage einfach noch nicht richtig erfasst, oder verfolgen Sie etwa irgendwelche Partikularinteressen? Denkbar sind solche schon:

  • Die Gaswirtschaft dürfte große Sympathien für Power to Gas haben, weil das ihre Rolle bei der Energiewende stärkt und vor allem auch ihr Produkt als weitaus zukunftsträchtiger erscheinen lässt. Wenn viele Leute den Eindruck bekommen, eine Gasheizung würde zukünftig durch Power to Gas ohnehin klimaneutral, ist dies für den Absatz sicher günstig. Aber aus volkswirtschaftlicher Sicht bestimmt kein gutes Argument für Subventionen!
  • Es ist auch bereits der Verdacht aufgetaucht, Betreiber unflexibler Grundlastkraftwerke (z. B. mit Braunkohle oder Kernenergie) sähen hier eine Möglichkeit, das Problem ihrer unflexiblen Einspeisung zu vermindern. Dies ist freilich wenig plausibel, da die Betreiber von Power-to-Gas-Anlagen überschüssigen Strom ja zu Spotpreisen aufkaufen müssten, um selbst auf ihre Rechnung kommen zu können. Und beim Atomausstieg wird es in Deutschland wohl so oder so bleiben, während die Kohle aufgrund des Klimaschutzes aufgegeben werden muss.
  • Forscher müssen ständig auf der Suche nach zukünftigen Forschungsprojekten und dafür geeigneten Geldquellen sein. Da dies oft nicht einfach ist, verfolgen Sie oft auch Projekte, die eigentlich wenig sinnvoll oder zumindest wenig dringlich für die Gesellschaft sind, und stellen diese in ihren Forschungsanträgen natürlich beschönigt dar. Bei der Vergabe von Forschungsmitteln ist dies gründlich zu prüfen: Es sollte nicht nur ein oberflächlich betrachtet plausibler Vorschlag vorliegen, sondern ein Konzept, welches gut durchdacht und überzeugend ist.

Jedenfalls sollte aber der Einsatz mancher Experten z. B. aus der Forschung oder aus der Gaswirtschaft für Power to Gas nicht darüber hinweg täuschen, dass Subventionen hierfür für absehbare Zeit überhaupt nicht angebracht wären, und dass eine massiv ausgeweitete Forschung dazu überhaupt nicht notwendig ist. Das Kernproblem des miserablen Zyklenwirkungsgrads, der eine große Energieverschwendung bewirken würde, wäre damit ohnehin kaum zu entschärfen.

Übrigens ist keineswegs so, dass alle Experten begeistert auf Power to Gas reagieren. Und selbst Forscher wie Prof. Michael Sterner (Regensburg), der sich maßgeblich mit der Technologie befasst hat, unterstützen Forderungen nach Aktionismus nicht, sondern empfehlen ein ruhiges, überlegtes Vorgehen.

Fazit: Ob Power to Gas jemals zu einer Schlüsseltechnologie wird, die als ein “Eckstein für die Energiewende” dringend benötigt ist, ist alles anderes als klar. Es ist nicht mehr und nicht weniger als eine von mehreren Optionen, die man im Kopf behalten sollte. Begründeten Anlass für Aktionismus gibt es hier aber nicht. Dagegen wäre die Entwicklung konkreter Pläne für ein europäisches Supergrid, welches wirklich ganz entscheidende Lösungsbeiträge liefern könnte, sehr wichtig. Die Gefahr eines andauernden Hypes in Form von “Power to Gas” besteht wohl in erster Linie darin, dass dies von besseren Lösungen ablenkt.

Siehe auch: Power to Gas, Energiespeicher, Energiewende, Lastmanagement, Supergrid

Kommentare von Lesern

14.08.2016

1. Ohne die WKA/PV wäre die “Residuallast” um ein vielfaches höher???

2. Power2Gas und Wiederverstromung mittels Gasturbinen ist um ein Vielfaches preiswerter als früher (vor 35 Jahren) die Schnellstartgasturbinenen, deren Strom ca. das 25–50-fache (1-2 DM/kWh) der Grundlast (0,04 DM/kWh) gekostet haben. Ein Erdgaspreis von 0,30 €/kWh und ein Spitzenlastpreis für Strom von 0,40 €/kWh bei einem unsubventionierten Grundlastpreis von 0,10 €/kWh wäre sehr preisgünstig.

3. Die Speicherkapazität der Erdgasleitungen und Gasspeicher in D entspricht umgerechnet ungefähr dem Energieverbrauch von vier Wintermonaten. Eine solch große Reserve EEN erzeugter Energie würde eine sehr beruhigende Reserve für eine fossilfreie Zeit sein.

4. Auch in einer Zeit ohne fossile Energien wird ein hochkalorischer Brennstoff von der Industrie benötigt werden - Erdgas wird immer benötigt werden, z.B. auch zum Betrieb von Müllverbrennungsanlagen für das Anfahren und zur Einhaltung der 850 °C. Somit besteht geradezu eine zwingende Notwendigkeit, P2G Erdgas zu erzeugen, wenn man eine fossilfreie Energieerzeugung anstrebt.

5. Bei den fossilen Kraftwerken haben und hatten wir immer größere Überkapazitäten, um Ausfälle, Störungen und Stillstände ohne Einschränkungen zu überstehen. Die Reserven stehen normalerweise, wenn kein Bedarf ist, wurden aber immer auch mit finanziert.

Bei WKA/PV ist ein Umdenken gefordert. Alle verfügbaren Anlagen sollten auch in Betrieb sein, die Überschüsse mit P2G gespeichert werden.

Da synthetisches Erdgas in einer fossilfreien Zeit sowieso gebraucht werden wird, wäre es ein grober Fehler, sich nicht schon heute mit der Optimierung dieser Technologie zu befassen.

Überschüsse an H2 und Erdgas können ggf. auch extern verkauft werden.

MfG J. Freyer

Antwort vom Autor:

Zu 1.: Ja, ohne Wind- und Solarstrom hätten wir eine höhere Residuallast.

Zu 2.: Für kleine Strommengen, die etwa nur in seltenen Notsituation benötigt werden, sind solche Preise völlig in Ordnung.Wenn es aber darum gehen sollte, mit solchen Methoden im größeren Umfang beispielsweise Stromüberschüsse vom Sommer in den Winter zu retten, geht das so nicht mehr. Ob bzw. unter welchen Umständen mit PtG 0,40 €/kWh möglich wären, wäre auch noch zu prüfen.

Zu 3.: In der Tat ist die große bereits bestehende Speicherkapazität ein starkes Argument für Power to Gas – was leider nichts an diversen schwerwiegenden Nachteilen ändert, die dagegen sprechen: Insbesondere gibt es die hohen Kosten und die hohen Energieverluste.

Zu 4.: Das ist richtig. Langfristig gesehen dürfte Power to Gas für solche Dinge eine wesentliche Rolle spielen. Allerdings wird man sehen müssen, in welchem Umfang man solches Gas bei entsprechend höheren Preis noch einsetzen wird (anstatt es beispielsweise durch verbesserte Technologien wesentlich effizienter zu nutzen). Außerdem macht es wenig Sinn, dies bereits zu einer Zeit zu praktizieren, in der gleichzeitig noch viel Gas verstromt wird.

Zu 5.: Selbstverständlich können und müssen gewisse Reserven immer betrieben und finanziert werden. Nur muss man eben sehen, welche Arten von Reserven in welchem Umfang sinnvoll und bezahlbar sind.

Keineswegs würde ich dagegen plädieren, diese Technologie bereits jetzt genauer anzusehen und zu optimieren. Jedoch warne ich vor diversen Fehlern, die manche zurzeit machen. Insbesondere sollte man nicht davon ausgehen, dass man mit PtG ja bereits eine prima Lösung hat, und darüber diverse andere Dinge vernachlässigen – vor allem den Ausbau der Stromnetze (um den kommenden Bedarf an Speicherkapazitäten massiv zu reduzieren) und die Verbesserung der Energieeffizienz. Beispielsweise wäre es sehr ungünstig, an einem Ort Stromüberschüsse mit PtG zu verwerten, während anderswo ein Gaskraftwerk das Umgekehrte tun muss, nur weil die Leitungskapazitäten zwischen den beiden Orten nicht ausreichen.

Zum jetzigen Zeitpunkt kann es nicht darum gehen, möglichst bald große Kapazitäten für PtG aufzubauen, sondern nur deren Möglichkeiten genau zu prüfen (ggf. auch mit kleinen Pilotprojekten) und sinnvolle Konzepte zu entwickeln, in denen PtG eine Rolle spielen könnte. Auch sollte man vermeiden, der Öffentlichkeit den falschen Eindruck zu vermitteln, es könne beim Verbrauch alles so bleiben wie früher, da ja clevere Forscher schon für alles irgendwie Lösungen finden. Hierfür ist es nötig, auch die Grenzen neuer Ideen und Entwicklungen verständlich aufzuzeigen – was ich hier versucht habe.

05.04.2017

Die Ablehnung von PtG beruht hauptsächlich auf der Behauptung des schlechten Systemwirkungsgrads von 30-40 %. Dabei wird die Rückverstromung in KWK mit Wärmenutzung unterschlagen, die den Systemwirkungsgrad nahezu verdoppelt. Wieso?

Antwort vom Autor:

Auf diese Verdopplung kommt man nur, wenn man die anfallende Heizwärme einfach zur zurückgewonnenen elektrischen Energie addiert – trotz ihrer viel niedrigeren Wertigkeit. Wenn man nur Energiemengen vergleicht ohne Berücksichtigung ihrer Wertigkeit, kommt man leicht zu irreführenden Aussagen.

Außerdem meine ich, dass die Effizienz der Nutzung gewonnener Energieträger ein Aspekt ist, der getrennt von der Erzeugung betrachtet werden sollte. Schließlich kann man normales Erdgas genauso effizienter nutzen, wenn man es in KWK-Anlagen verwertet statt in Heizkesseln. Das ist also gar kein für EEG-Gas spezifischer Aspekt, der für EEG-Gas mehr als für Erdgas sprechen könnte. Übrigens wird es auch nicht automatisch zusätzliche KWK-Anlagen geben als Folge eines Einstiegs in PtG.

Ähnlich könnte man argumentieren, dass man ja auch bei den Stromanwendungen noch die Energieeffizienz steigern könnte – auch das geht genauso mit konventionell gewonnenem Strom, spricht also nicht für PtG.

Schließlich möchte ich betonen, dass ich nicht PtG an sich ablehne, sondern nur übertriebene Vorstellungen, damit alle Speicherprobleme elegant lösen zu können. In fernerer Zukunft könnte PtG durchaus nützlich werden, nämlich als Quelle von klimaneutralen Kraftstoffen z. B. für Schiffs- und Luftverkehr.

05.05.2017

// Weil hier so viele Punkte angesprochen wurden, sind die Antworten vom Autor jeweils danach mit “//” eingefügt.

Den Artikel habe ich mit Interesse gelesen, allerdings fehlen meiner Meinung nach einige Aspekte, die ebenfalls eine Rolle spielen sollten in der Betrachtung des P2G- bzw. P2X-Konzepts. Da Sie sehr umfangreich über so viele Aspekte geschrieben haben, vielleicht würden Sie Ihren Artikel mit Aussagen zu folgenden Themen ergänzen:

Mobilität:

Wie bewältigen wir in der Zukunft den Straßenschwerlastverkehr CO2-neutral?

Das Thema Batterie-Auto und E-Fahrzeug und die Nutzung der Batterietechnologie als Teil des Speicherproblems im Netz setzt doch einen massiven Ausbau der Netzinfastruktur auf Verteilnetzebene voraus oder? E-Fahrzeuge (Batterie) sind aus meiner Sicht langfristig sicher eine klügere Option als Benzin und Diesel, aber wir müssen sie auch laden können und die Ladesäulen mit Strom an jeder Ecke versorgen können. Hier siehe ich ein teures Problem. Dagegen ist die Installation von H2-Zapfmöglichkeiten an Tankstellen vielleicht doch nicht so teuer – und aus volkwirtschaftlicher Perspektive vielleicht sogar günstiger.

// Das käme leider sehr teuer: Da sind die Kosten der Stromerzeugung, dann die Elektrolyse, die Verteilung des Wasserstoffs über Tankstellen, die H2-Tanks in den Fahrzeugen (mit leider sehr begrenztem Energieinhalt), Brennstoffzellen etc. – und all das für eine Technologie mit weitaus schlechterem Wirkungsgrad als mit E-Fahrzeugen. Trotzdem, langfristig gesehen kann ich mir vorstellen, dass wir für Lastwagen und Schiffe flüssige Kraftstoffe über PtG (d. h. PtL) statt Erdölprodukten verwenden werden.

Effizienz der Elektrolyseure:

Heute sind wir bei 70%-80% (ohne Wärmenutzung im Prozess). Haben Sie mit solchen Zahlen Ihre Analysen gefahren?

// Ja, wobei die höchsten Werte aber für Anlagen, die nur zeitweise laufen, wenig realistisch sind.

Sie sprechen von Optimierungen des P2G-Systems, die innerhalb von 20 Jahren ganz problemlos möglich sind ohne jede Eile. Ich stelle mir die Frage, wie die P2G Technologie optimiert werden kann, wenn die Systeme keinen Serieneinsatz bekommen. Nur durch Serienfertigung wird die Technologie günstiger und die angestrebten 500 000 € für einen 1-MW-Elektrolyseur erreicht werden können. Von alleine wird dies nicht passieren, und sicher nicht nur durch Demo-Projekte.

// Das hat m. E. schon noch etwas Zeit.

Lastmanagement:

“Ein verstärktes Lastmanagement könnte die Nachfrage nach elektrischer Energie elastischer machen, so dass sie sich den jeweiligen Erzeugungsmöglichkeiten besser anpassen könnte. Allerdings sind die kostengünstig realisierbaren Maßnahmen beschränkt – sowohl im Volumen als auch in den Zeiträumen.”

Lastmanagement: Aus meiner Sicht wird die P2G-Technologie als Lastmanagement-Werkzeug nicht ausführlich behandelt. Manche moderne PEM Elektrolyseur Anlagen können am Primärregelleistungsmarkt mitbieten und somit positiv zum Lastmanagement beitragen. Die P2G-Anlage wird auch damit wirtschaftlicher, da sie an mehreren Stellen der Umsatzkette teilnimmt. Dazu kommt auch, eine mögliche Ersparnis an Netzausbau durch die Implementierung der P2G-Technologie.

Eine an der Tankstelle installierte P2G Anlage, würde sogar nicht nur H2 für die Mobilität liefern, sondern ebenfalls für Lastmanagement benutzt werden können => Teil eines Smartgrids

// Das Problem: Wenn PtG für das Lastmanagement dienen soll, bedeutet das eine verminderte Zahl von Jahres Betriebsstunden und damit höhere spezifische Kosten. Dazu kommen dann noch die hohen Kosten für Wasserstoff-Fahrzeuge. Das sind verbesserte Netze einfach die klar billigere Lösung.

Gesamtkonzept:

Sie sprechen darüber, dass die P2G Anlage Verbraucher des überschussigen Stroms sein soll bzw. angedacht ist. Meiner Meinung nach sollte man die P2G Anlage durchaus als Teil eines Gesamtnetzkonzeptes planen und die P2G Anlage als vollwertigen Erzeuger/Verbraucher sehen. Somit erreicht man die notwendigen Betriebsstunden im Jahr, um die Anlage wirtschaftlich betreiben zu können. Nur mit Überschussstrom zu planen, macht für die zukünftige Netz/Energielandschaft keinen Sinn.

// Langfristig könnte es tatsächlich so kommen – wenn wir nämlich Kraftstoffe aus Klimaschutzgründen so erzeugen müssen.

Geopolitische Aspekte:

Ein Supergrid ist technisch eine hervorragende Idee. Die Frage, die man stellen muss ist aber: Was ist, wenn ein Teil des Supergrids sich nicht mehr auf befreundetem Boden befindet?

// Ich wäre da optimistischer. Die nordafrikanischen Länder, die in so ein Projekt eingebunden würden, hätten als der klar schwächere Partner kaum ein Interesse daran, durch ihre Aktionen ihre wirtschaftliche und politische Zukunft zu verspielen. Man müsste ihnen eine klare Perspektive bieten, die auf Kooperation basiert.

Desertec war technisch gesehen eine klasse Idee. Nur leider geopolitisch nicht sicher.

// Ich glaube nicht, dass geopolitische Aspekte hier das Hauptproblem sind. Es mangelt auch an Unterstützung von links-grüner Seite, weil es der Ideologie widerspricht, dass dezentrale Lösungen grundsätzlich besser sein und die Einbindung der Großindustrie des Teufels sei.

Wertschöpfungskette: Ein nahezu oder volles Abdecken des eigenen Strom- und Gasbedarfs in Deutschland reduziert die Abhängigkeit DE an die Fossilmächte und erhöht die Wertschöpfung in Deutschland. Auch wird die Attraktivität Deutschland als Kunde der Fossilmächte erhöht. Aus meiner Sicht attraktive Ziele.

// Natürlich – nur erreicht man attraktive Ziele nicht, wenn ein tragfähiges Konzept dafür fehlt.

DeKarbonisierung und Zeitschiene:

Wenn P2G erst in 20 Jahren seriös zum Einsatz kommen soll, wenn überhaupt, was ist Ihre Lösung zu Lastmanagement, Netzstabilität und Dekarbonisierung (COP21-Ziele verfolgen) sowohl in der Energiewirtschaft als auch im Bereich Mobilität heute und für die kommende Zeit?

20 Jahre ist gleich um die Ecke, aber wenn wir die vermeintlichen Probleme in 20 Jahren, die wir heute alle voraussagen, vermeiden wollen, müssen wir aus meiner Sicht eine natürliche Entwicklung neuer Technologien ermöglichen. Es gehe nicht darum, die zu subventionieren, aber eine P2G-Anlage als einen reinen Verbraucher und somit die volle EEG-Umlage/Netzentgelte zu verlangen, ist nicht mehr zeitgemäß. Wir stehen einer Entwicklung der Technologie und einer Vergünstigung der Technologie dadurch im Wege. Somit ist wohl zu hoffen, dass die Politik den Rahmen setzt für einen weiteren Einsatz von P2G.

// Bezüglich EEG-Umlage und Netznutzungsentgelten stimme ich zu; da stimmen die Rahmenbedingungen heute wirklich nicht. Ich setze aber eher auf Stromnetze als kurz- bis mittelfristige Lösung, die bezahlbar und energieeffizient ist, und sehe eine wesentliche Rolle für PtG in etwas fernere Zukunft. Dies wird freilich noch lange nicht reichen; wir brauchen zu den unbedingt Verminderung des Energieverbrauchs durch erhöhte Energieeffizienz (z. B. Wärmedämmung, Wärmepumpen, Elektromobilität und hier und da auch Suffizienz (z. B. weniger Flugreisen, begrenzte Ansprüche an Autos etc.).

13.02.2018

Überzeugende Argumentation, und das gesamt-europäische Supergrid ist sicherlich die beste und billigste Option. Allerdings könnte es aus politischen Gründen nicht rechtzeitig oder in zu geringem Ausbaugrad kommen, so dass wir doch mehr P2G brauchen.

Unter den Voraussetzungen, dass a) wir in Mitteleuropa + Frankreich + Spanien + Portugal + Italien + Britische Inseln + Norwegen ein “partielles-Supergrid” haben (z.B. national fast 100 %, mit Nachbarländern zu 90 %; soweit ich weiß, ist man heute bereits auf dem Weg dorthin), b) das Lastmanagement voll ausgebaut ist, c) klassische Speichertechnik voll aktiviert ist (d. h. inkl. umgerüstete Wasserkraft in Norwegen), sind die Anteile der Jahreserzeugung, den die EE nicht decken können, doch sicherlich im Bereich von max. 15 % (?), die durch P2G zu decken wären. (So viele mehrwöchige Dunkelflauten hat es ja auch wieder nicht.)

Verzichtet man auf die Methanisierung und speichert nur Wasserstoff im Gasnetz (das Abrechnungsproblem im schwankenden Gemisch mit Erdgas lässt sich sicher lösen), kann man auf 50 % Zykluswirkungsgrad kommen. D.h. man muss Strom für ca. 30 % des Jahresstrombedarfs zu Gas machen.

Das könnte man z.B. so aufteilen: 20 % erzeugt man kontinuierlich (→ gute Amortisation der Anlagenkosten für Elektrolyse), 5 % über EE Überschussstrom (→ hohe Anlagenkosten für Elektrolyse, bei aber mäßiger Gesamtkapazität), 5 % aus Erdgas (→ billige Notreserve für Extremereignisse, welche eine Rest-CO2-Erzeugung mit Spitzen der CO2-Vermeidungskosten ausbalanciert). Hinzu kommen die Investitionen in GuD-Kraftwerkskapazität in Höhe der Maximal-Stromlücke, was gemäß Ihren Angaben allerdings im Rahmen bleibt. Damit würde man mit einer EE Gesamt-Erzeugungskapazität von 120 % des “normalen” Wertes auskommen. Das ist sicher nicht schön, aber auch nicht zu dramatisch.

Nebenbemerkung: Natürlich hat man dann noch das Problem, was man mit dem EE Überschussstrom macht, der nicht zu P2G wird. Sie schlagen Power-to-Heat vor. Direktes Verheizen wäre m.E. allerdings Verschwendung. Besser, man hebelt mit Wärmepumpen (zum Heizen im Winter und Kühlen im Sommer), unter der Annahme , dass es Wärmespeicher gibt, die ein paar Tage Latenz bieten. Das können gedämmte Gebäude mit hoher Wärmekapazität sein, wenn man ein paar Grad Temperaturschwankung akzeptiert, plus Erdsonden, Pufferspeicher etc. Oder eben Power-to-Liquid (bei natürlich hohen Kosten). Und was man so nicht nutzen kann, wirft man evtl. einfach weg.

Das ist sicher alles längst durchgerechnet worden. Wissen Sie, wo?

Antwort vom Autor:

Leider fehlt mir die Zeit zur Literatursuche, aber sicherlich gibt es schon etliche Rechnungen in dieser Richtung.

Ihr Ansatz, möglichst viel der Lücke mit anderen Methoden zu schließen und PtG für den Rest zu nutzen, ist vernünftig. Wie viel dann tatsächlich für PtG zu tun bleibt, ist die schwierige Frage – aber bestimmt weit weniger, als wenn man hauptsächlich darauf setzen würde.

07.11.2018

(Text wurde etwas gekürzt)

Skepsis gilt dem neuen Hype “Power to Gas” (P2G). Zwar wird allein der Verkehrssektor schon bald große Mengen Wasserstoff für Brennstoffzellen-Technik benötigen, jedoch hat dessen elektrolytische Erzeugung einen schlechten energetischen Wirkungsgrad.

Unbestritten wohl, dass P2G nur wirtschaftlich sein kann, wenn überschüssiger Strom quasi kostenlos zur Verfügung steht. Das ist zwar momentan (noch?) während einiger Jahresstunden der Fall, doch bei geringer Betriebsdauer ist es unrealistisch, die hohen Investitionskosten für Elektrolyse-Anlagen zu amortisieren. Das geht höchstens, wenn künftig nicht länger die Grundlast-Überproduktion von Braunkohle- und Atomstrom den Strommarkt überlastet.

P2G kann also erst praktische Bedeutung erlangen, wenn nach Kohle- und Atomausstieg erweiterte Kapazitäten erneuerbarer Energien unseren Bedarf übersteigen und günstigere Möglichkeiten für Speicherung und v.a. Lastmanagment ausgeschöpft sind. Heute schon in großtechnische P2G Anlagen zu investieren, wäre eine unsinnige Totgeburt im Massengrab der Fördergelder!

Dass wir an solche teuren, aber wenig nützliche Technologien zuerst denken, möchten wohl v. a. diejenigen gern, die mit deren Erforschung und Produktion verdienen…

Wir sollten also verhindern, dass hierfür öffentliche Mittel verbraten werden, während es viel effektivere Möglichkeiten zu fördern gilt, wie Aufbau einer leistungsfähigen Industrie, die uns flexibel steuerbare, günstige BHKW-Module in Großserie liefert und Fernwärmenetze ausbaut oder Entwicklung von IGCC-Kraftwerken, die Wasserstoff als billiges Nebenprodukt liefern und dazu auch Biomasse und Abfälle verwerten können.

Als Kompromiss wäre allemal ein Fortschritt, in Kohle hocheffizient zu vergasen, statt weiter verschwenderisch in alten Meilern zu verfeuern.

Optimierte Variante: In Tagebau-Nähe erfolgen nur Vergasung und Wasserstoff-Gewinnung; verbleibendes Brenngas-Gemisch (CO und CH4) wird gespeichert und weitergeleitet (evtl. über Erdgasnetz?), um es in kleinen, lokal verteilten BHKW mit effektiver “Nahwärme”-Nutzung bedarfsgerecht zu verstromen.

Antwort vom Autor:

Das entspricht weitestgehend meiner Einschätzung.

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