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11. Sep. 17

Wo sich O2 und H2 treffen: Enertrag-Sprecher Robert Döring vor der Elektrolyse-Einheit der Power-to-Gas-Anlage im brandenburgischen Prenzlau.

Power-to-Gas: Die Spaltung des Wassers

Deutschlands Erdgasnetz könnte zu einem gewaltigen Ökostromspeicher werden: indem Energie aus Wind und Sonne in großem Stil in Wasserstoff umgewandelt wird. In Pilotanlagen funktioniert das bereits

Von Steven Hanke

Das häufigste chemische Element im Universum ist im Erdgasnetz noch weitgehend unerwünscht: Maximal zwei Prozent darf der Anteil reinen Wasserstoffs darin betragen. Und das gilt auch nur für das Energiewendeland Deutschland, im Ausland ist seine Beimischung komplett verboten.

Der Grund ist die hohe Reaktionsfreudigkeit von Wasserstoff, unter der die Leitungen leiden. Besonders empfindlich reagieren die Stahltanks von Erdgasautos auf den aggressiven Stoff. Gelangt er über das öffentliche Netz hinein, greift er das Metall an, zerlöchert es womöglich und tritt aus. Schon die Reibung eines Wassertropfens kann das leichteste und flüchtigste aller Gase entzünden. Seine Flammen sind mehr als 2000 Grad heiß, aber unsichtbar. Der Albtraum jedes Feuerwehrmanns.

Dennoch setzen viele Experten große Hoffnungen in den Wasserstoff. Sie sehen darin die einzige Möglichkeit, in einer auf Ökostrom basierenden Energiewelt die Schwankungen von Sonne und Wind über einen langen Zeitraum und in großem Maßstab auszugleichen und die Stromversorgung damit sicherzustellen.

Das Prinzip dabei ist simpel: Wenn erneuerbare Quellen mehr Energie liefern, als benötigt wird, treibt der Überschuss sogenannte Elektrolyseure an. Sie spalten Wasser in seine Bestandteile Wasserstoff und (H2) Sauerstoff (O2). Der Wasserstoff fließt anschließend ins Gasnetz, wo er gespeichert werden kann, bis er in Zeiten niedriger Ökostromproduktion in Kraftwerken verfeuert wird, um Strom zu erzeugen.

Darüber hinaus lässt sich Wasserstoff als Kraftstoff und Heizmittel nutzen. So schlägt er eine Brücke vom Stromsektor zu Verkehr und Wärme. Zwei enorm wichtige Bereiche auf dem Weg zu besserem Klimaschutz – gerade hier ist die Energiewende bislang kaum angekommen.

Rund 30 Pilotanlagen haben bewiesen, dass Power-to-Gas funktioniert. Und doch bleiben zwei Probleme ungelöst

Die Gaserzeugung mit Hilfe von Strom (Power-to-Gas) elektrisiert die Energiewirtschaft seit Jahren. Alle vier großen Energiekonzerne, etliche Stadtwerke (Mainz, Thüga-Verbund), die Mineralölwirtschaft (Total), Autobauer (Audi), Projektentwickler (Enertrag, GP Joule) und Anlagenbauer (Siemens, Solarfuel, Sunfire, Viessmann) haben mit tatkräftiger staatlicher Hilfe bundesweit rund 30 Pilotanlagen errichtet.

Die technische Funktionsfähigkeit scheint nachgewiesen, doch sämtliche Anlagen stehen im Wesentlichen vor zwei großen Problemen: Ihnen fehlt ein Geschäftsmodell. Und der Zugang zum Netz bleibt ihnen verwehrt.

Exemplarisch hierfür steht die erste Power-to-Gas-Anlage Deutschlands. Enertrag hat sie 2011 nahe Prenzlau im nordöstlichen Zipfel Brandenburgs mit Industriepartnern und der öffentlichen Hand errichtet. Pro Stunde erzeugt sie bislang etwa 13 Kilogramm Wasserstoff – ein Brennstoffzellenauto kommt damit gut 1300 Kilometer weit.

Eigentlich wollte Enertrag den Wasserstoff nach Abschluss der Forschungsphase in großem Stil über das Gasnetz vermarkten. Doch die Einspeisung ist wegen einer nahegelegenen Erdgastankstelle auf zwei Prozent beschränkt. „Wäre die nicht da, könnte man sofort bis zu fünf Prozent einspeisen“, erklärte Unternehmenssprecher Robert Döring bei einem Vor-Ort-Termin gegenüber Energie-Winde. Mittel- bis langfristig wären sogar deutlich höhere Anteile möglich.

Erschwerend hinzu kommt, dass die Ferngasleitung des Betreibers Ontras, in die Enertrag einspeist, mitten in Brandenburg wie in einer Sackgasse endet, also nur mit einem Ende am Netz hängt. Das verhindert den Durchfluss – der Wasserstoff sammelt sich schneller in hoher Konzentration an.

Wo sich O2 und H2 treffen: Enertrag-Sprecher Robert Döring vor der Elektrolyse-Einheit der Power-to-Gas-Anlage im brandenburgischen Prenzlau.

Weil im Netz kein Platz ist, füllt Enertrag den Wasserstoff in Flaschen. Damit werden Notstromaggregate betrieben

Im Sommer muss die Einspeisung zudem deshalb gedrosselt werden, weil kaum jemand heizt und die Gasleitungen entsprechend leerer sind. Der eingespeiste Wasserstoff würde sich kaum mit dem Erdgas (Methan und CO2) vermischen und der Grenzwert von zwei Prozent würde schnell übertroffen.

Um die Engpässe zu beheben, hat sich Enertrag Alternativen überlegt und unter anderem Abfüllstationen gebaut. In Hochdruckflaschen wird das Gas nun bei Bedarf an Total und an die Deutsche Bahn geliefert, die damit Notstromaggregate mit Brennstoffzelle betreibt.

Interessanterweise hat die Gaswirtschaft eine lange Tradition mit Wasserstoff. Seit dem 19. Jahrhundert bis in die Achtzigerjahre wurde sogenanntes Stadtgas mit mehr als 50 Prozent Wasserstoffanteil durch Kohlevergasung erzeugt und im urbanen Raum eingesetzt. Mit der Zeit setzte sich jedoch Methan durch, Stadtgas verschwand. Die chemische Industrie im Ruhrgebiet und an der Saale betreibt aber noch heute reine Wasserstoffleitungen.

Das funktioniert, solange die Infrastruktur darauf ausgelegt ist. Würden die Tanks der Erdgasfahrzeuge aus einem ganz speziellen Stahl gefertigt, wären sie unempfindlich. Knackpunkte sind aber auch die Leitungen selbst, vor allem aber große Gasturbinen und Porenspeicher im Untergrund.

Eine Umrüstung wäre teuer. Wollte man den gesamten Stromüberschuss, den die Bundesregierung für 2030 erwartet, im Erdgasnetz speichern, müsste der Wasserstoffanteil bei rund zehn Prozent liegen. Dafür wären Investitionen von 3,73 Milliarden Euro notwendig. Wohlgemerkt nur für das Leitungsnetz. Das haben die Fernleitungsnetzbetreiber schon vor Jahren ausgerechnet.

Mit Wasserstoff in die Zukunft: Zur Grundsteinlegung der Power-to-Gas-Anlage von Enertrag im April 2009 kamen auch Kanzlerin Angela Merkel und Brandenburgs damaliger Regierungsschef Matthias Platzeck (Zweiter von links) nach Prenzlau.

Um Wasserstoff im bestehenden Netz speichern zu können, wird er in synthetisches Methan umgewandelt. Uniper erprobt das bereits

Allerdings gäbe es einen Weg, um diese Kosten zu sparen: indem Wasserstoff mithilfe von Kohlendioxid zu synthetischem Methan weiterverarbeitet wird. Das hätte die gleichen chemischen Eigenschaften wie natürliches Methan und ließe sich beliebig einspeisen.

Genau diesen Weg geht der Energiekonzern Eon, beziehungsweise seine neue Tochter Uniper. In Falkenhagen in der nordwestlichen Ecke Brandenburgs hat eine Power-to-Gas-Anlage des Düsseldorfer Konzerns seit 2013 zu Forschungszwecken Wasserstoff in das Ontras-Netz eingespeist.

Nach dem Ende des Pilotprojektes hat der Betreiber die Anlage zwar stillgelegt, doch sie soll bald reanimiert werden. Mit Fördermitteln der EU baut Eon derzeit in unmittelbarer Nähe eine Methaniserungsanlage. Sobald die im Frühjahr fertig ist, sollen auch die Elektrolyseure wieder anspringen. „Die Methanisierung war von Anfang an Teil unseres Projektplans“, sagte Axel Wietfeld, Geschäftsführer von Uniper Energy Storage, bei der Grundsteinlegung zu Energie-Winde. Die Flächen hierfür waren lange reserviert.

Die spannende Frage wird sein, welches Konzept sich durchsetzt. Politik und Bundesnetzagentur halten sich in dieser Frage bislang bedeckt. Die Methanisierung macht zwar Umrüstungen überflüssig, schafft aber neue Herausforderungen. Der zusätzliche Prozessschritt verursacht weitere Kosten und nagt am Wirkungsgrad der Anlagen, weil dabei ein Teil der Energie verloren geht.

Außerdem ist er eben nicht CO2-frei. Die Frage ist auch, woher das CO2 kommen soll, wenn fossile Kraftwerke irgendwann abgeschaltet sind. Vermutlich funktioniert die Methanisierung zudem nur mit unterirdischem CO2-Zwischenspeicher, doch dagegen würden Anwohner Sturm laufen.

Am Ende steht womöglich beides: Wasserstoff für die dicken, langen Ferngasleitungen, wo er in der Masse leichter untergeht, und künstliches Methan für das Verteilnetz mit weniger Durchfluss.  

Bislang erwirtschaftet keine Power-to-Gas-Anlage Gewinn. Die Betreiber fordern deshalb eine Befreiung von der EEG-Umlage

Doch egal ob Wasserstoff oder Methan, für beides existiert derzeit noch kein Geschäftsmodell. Keine der 30 Pilotanlagen rechnet sich wirtschaftlich. Das liegt vor allem daran, dass der Strom für den Betrieb der Elektrolyseure durch Steuern, Umlagen und Abgaben relativ teuer ist. Dagegen sind Erdöl und Erdgas billig, nicht zuletzt durch deutlich niedrigere staatliche Preisbestandteile.

Die Betreiber von Power-to-Gas-Anlagen fordern deshalb seit Langem, von der EEG-Umlage und den Netzentgelten auf den Strom für die Elektrolyse befreit zu werden. Das zuständige Bundeswirtschaftsministerium weist diese Forderung, die auch Betreiber von Pumspeicherwerken erheben, jedoch zurück. Der Bedarf für zusätzliche Speicher sei (noch) nicht vorhanden.

Unternehmenssprecher Döring von Enertrag hofft vor allem, dass die Politik nach der Bundestagswahl endlich die Besteuerung der Energieträger anfasst. Überfällig seien auch eine adäquate Bepreisung von CO2-Emissionen und eine auskömmliche Regelung zur Kopplung der Sektoren Strom, Verkehr und Wärme. „Dann wird sich Wasserstoff sehr schnell durchsetzen, vor allem im Verkehr“, sagt er.

Zumal die Preise für Ökostrom in den Ausschreibungen der vergangenen Monaten eingebrochen sind. Ziel sei, mit einem wasserstoffbetriebenem Brennstoffzellenauto für weniger als zehn Euro hundert Kilometer weit zu kommen. Doch dazu muss das häufigste chemische Element des Universums auch im Erdgasnetz deutlich öfter vorkommen.

Volker Kühn
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