Power-to-Gas

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.

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[23] 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.[24]

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,[25] im Stadtgasnetz waren etwa 50 % Wasserstoff enthalten) oder in Großspeichern wie Salzkavernen zwischengespeichert.[23] 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:

${\displaystyle \mathrm {2\;H_{2}O+Energie\leftrightharpoons 2\;H_{2}+O_{2}} }$

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

Zur Elektrolyse können alkalische Elektrolyseure, PEM-Elektrolyseure und Festoxidbrennstoffzellen genutzt werden.[26] Weitere Elektrolysetechniken befinden sich in der Erforschung.[27] 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.[28] Solche Anlagen hätten den Vorteil, dass sie sowohl zur Kurz- als auch zur Langfristspeicherung geeignet wären.[29]

Ein Beispiel für die industrielle Realisierung ist die Wasserstoffproduktion durch die Wind to Gas Energy GmbH & Co. KG auf dem Gelände des Industrieparks Brunsbüttel.[30]

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.[31]

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.[32]

Bei der Erzeugung von Methan als EE-Gas läuft folgende Reaktion ab:[33]

${\displaystyle \mathrm {4\;H_{2}+CO_{2}\rightarrow CH_{4}+2\;H_{2}O} \qquad \Delta H_{\mathrm {R} }=-164{,}9\,{\frac {\mathrm {kJ} }{\mathrm {mol} }}}$

Dabei beschreibt ${\displaystyle \Delta H_{\mathrm {R} }}$ die bei dieser exothermen Reaktion freiwerdende Reaktionsenthalpie. Die Reaktion kann dabei nach den folgenden zwei Teilreaktionen ablaufen:[33]

(1) ${\displaystyle \mathrm {H_{2}+CO_{2}\rightarrow CO+H_{2}O} \qquad \Delta H_{\mathrm {R} }=+41{,}5\,{\frac {\mathrm {kJ} }{\mathrm {mol} }}}$

(2) ${\displaystyle \mathrm {3\;H_{2}+CO\rightarrow CH_{4}+H_{2}O} \qquad \Delta H_{\mathrm {R} }=-206{,}4\,{\frac {\mathrm {kJ} }{\mathrm {mol} }}}$

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.[34] 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.[35]

Mögliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energieträgern befeuerte Kraftwerke, Biogasanlagen, Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft.[33][1] Auch Kläranlagen bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an, insbesondere für kommunale Betriebe mit eigenem Fuhrpark.[36] 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,[1] 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.

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.[37][38][39] 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.[40]

Der Prozess vollzieht sich schrittweise. Zunächst werden Enzyme sezerniert, die sich an der Kathodenoberfläche anheften[41] und so das Überpotential zur Elektrolyse reduzieren.[42] 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[43][44] Methanobrevibacter[45] und Methanothermobacter (thermophil)[46] an. Eine direkte Elektronenübertragung wurde ebenfalls postuliert.[47]

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.[48]

EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle in das Erdgasnetz eingespeist werden. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen,[49] 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.

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 ${\displaystyle \rightarrow }$Speicherung ${\displaystyle \rightarrow }$Rückverstromung) bis 50 % demonstriert werden.[50] 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.[17] 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.[51] 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.[52] 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.[52]

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.[53] Air Liquide betrieb mit Stand von 2016 weltweit Wasserstoff-Pipelines mit einer Gesamtlänge von fast 2000 km.[54]

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.[55]

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.[23] Der Nutzungsgrad ist bei Wasserstoffeinspeisung von der Verwendung des Gases, vom Energieaufwand für die Verdichtung sowie von der Länge der Transportleitungen abhängig.

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 %.[1] Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von 43 % bis 62 % erreichbar (45 % Wärmeanteil der KWK mit eingerechnet).[1]

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.[56]

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.[57]

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.[58] 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.[59]

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.[60] Auch Brennstoffzellenfahrzeuge gelten aufgrund des hohen Energieverbrauchs vor allem als mögliche Alternative im Langstreckenverkehr.[61] Hingegen könnten Wasserstoff oder alternativ daraus gewonnene synthetische Brennstoffe die Rolle als wichtigster Treibstoff im Langstrecken-Schiffsverkehr sowie der Luftfahrt einnehmen.[62]

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.[3]

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.[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 % möglich sein könnten.[63]

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.[64] 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.[65]

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.[66] 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.[51]

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).[17] 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.[80] Inklusive der 2013 in Planung befindlichen Kavernen- und Porenspeicher liegt die Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes bei ca. 332 TWh. Bei der Speicherung von Teil zugemischtem Wasserstoff oder reinem Wasserstoff in unterirdischen Gasspeichern sind jedoch die speziellen Eigenschaften des Wasserstoff zu berücksichtigen, welche je nach Anteil zum einen die Eignung der geologischen Formation des Speichers betrifft und zum anderen umfangreiche und kostenintensive Modifikationen oder Austausch an den Unter- und Obertageanlagen erfordert.[81]

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.[82]

Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von 0,04 TWh und sind als Kurzfristspeicher für eine Nutzungsdauer im Stunden- bis Tagesbereich ausgelegt.[83] 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.[84] 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.[85]

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).[86]

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,[87] abgesehen von der Befreiung von bestimmten Gebühren.[88]

Im April 2014 wurde das von der EU geförderte und vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) koordinierte[130] Forschungsprojekt HELMETH[131] (Integrated High-Temperature ELectrolysis and METHanation for Effective Power to Gas Conversion) gestartet.[132] Beteiligt sind neben dem KIT: Politecnico di Torino (POLITO), 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.[133] 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.[134] Damit wäre das erzeugte Erdgassubstitut in das gesamte deutsche Erdgasnetz ohne Einschränkungen einspeisefähig.[135] 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.

Der technologische Reifegrad von Power-to-Gas für den Alltagsbetrieb wird im von der Europäischen Union geförderten Forschungsvorhaben STORE&GO geprüft.[136] 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[137] und regulatorischen[138] 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.[139] Der Koordinator des Projekts ist die Forschungsstelle des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW)[140] am Karlsruher Institut für Technologie (KIT).

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.[141]

Weitere Anwenderin der Power-to-Gas-Technologie ist die Firma Sunfire.[142]

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.[17]

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.[143] 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.[144]

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.[145]

Die Universität Aarhus, das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), Erdgas Zürich, weitere dänische, sowie deutsche Akteure engagieren sich für eine Demonstrationsanlage im dänischen Foulum.[146]

Im Jahr 2018 wurde in Hobro eine der modernsten Wasserstoffanlagen Europas eröffnet, die 2020 nach einer Pilotphase den regulären Betrieb aufnahm.[147] 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.[148]

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.[149]

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:[150]

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.[151]

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.[152]

Im Jahr 2022 wurde in Dietikon (Kanton Zürich) die erste Power-to-Gas-Anlage der Schweiz in Betrieb genommen.[153]

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.[154]

Im November 2019 ging die bis dahin weltweit größte Pilotanlage zur Erzeugung von grünem Wasserstoff am Produktionsstandort des österreichischen Stahlherstellers Voestalpine in Linz in Betrieb. Der von Siemens erbaute und installierte Silyzer 300, ein PEM-Elektrolyseur mit einer Anschlussleistung von 6 MW, wurde darauf ausgelegt, mit ausschließlich aus erneuerbaren Energien gewonnenem Strom 1200 Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde zu produzieren. Das Projekt wurde von der Europäischen Union gefördert und von der Verbund AG koordiniert wird. Im geplanten Projektzeitraum von 2019 bis 2021 wurden über 500 Tonnen grüner Wasserstoff erzeugt.[155]

Zielsetzung war es, Perspektiven aufzuzeigen, wie die CO₂-Emissionen bei der Stahlproduktion vermieden werden können, wenn bei der Reduktion des Erzes zu Roheisen statt Koks Wasserstoff als Reduktionsmittel eingesetzt wird. Die Forschungspartner TNO und K1 MET wurden damit beauftragt, 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 zu untersuchen. Als weiterer Projektpartner trat der österreichische Netzbetreiber Austrian Power Grid (APG) in Erscheinung, um das Potential der Wasserstoffanlage zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen und dem möglichen Ausgleich von Schwankungen im Stromnetz zu ermitteln.[156][157][158][159] Nach dem planmäßigen Ende des Projekts im Jahr 2021 und noch während der Evaluierung der Ergebnisse entschied sich die Voestalpine, den Silyzer-300-Elektrolyseurs weiterlaufen zu lassen und leitete Gespräche mit den anderen Teilnehmern ein, um das Forschungsprojekt zu verlängern.[155]