Trend oder Traum?

Die Deutsche Energieagentur (Dena) hat zum Thema Power-to-Gas eine ziemlich eindeutige Meinung. Die Leiterin Energiesysteme und Energiedienstleistungen, Annegret Agricola, konstatiert: „Power-to-Gas ist eine ausgereifte Technologie und voll einsatzfähig.“ Bisher gibt es etwas mehr als 20 Anlagen in Deutschland, die in größerem Maßstab Wasserstoff durch Elektrolyse aus erneuerbarem Strom produzieren. Das sind bislang Demonstrations- und Pilotanlagen mit weniger als 50 Megawatt installierter Leistung. Ziel der Dena ist es, bis 2022 1.000 Megawatt am Netz zu haben. Diese Menge wäre dann theoretisch in der Lage, die heutige Flotte von 90.000 Erdgasfahrzeugen regenerativ zu versorgen. Außerdem würden durch Skaleneffekte die Kosten weiterer Installationen sinken.

„Zuerst wird sich der Einsatz von Power-to-Gas im Verkehrssektor etablieren“, ist sich Agricola sicher, denn dort führten die hohen Preise für die Energieträger zur besten Wettbewerbssituation. Mehrere Nutzungspfade sind denkbar: die Wasserstofferzeugung für Brennstoffzellenfahrzeuge, die Methanisierung des Wasserstoffs für Erdgasfahrzeuge, die Herstellung synthetischen Diesels oder Benzins und der Einsatz von grünem Wasserstoff bei der Aufbereitung von konventionellen Kraftstoffen.

EE-Kraftstoffe für Fahrzeuge

Audi hat diesen Weg beschritten und eine sogenannte E-Gas-Anlage im niedersächsischen Werlte gebaut. Hier wird aus Windenergie Wasserstoff erzeugt, methanisiert und ins Erdgasnetz eingespeist. Fahrer des Audi A3 Sportback g-tron, der einen Erdgasantrieb hat, erhalten eine Tankkarte, mit der sie an jeder Erdgastankstelle bedient werden. Audi produziert im Jahr 1.000 Tonnen Gas, das rechnerisch für 1.500 Fahrzeuge à 15.000 Kilometer reicht. Bilanziell wird so sichergestellt, dass die eigenen Flottenfahrzeuge CO2-neutral fahren. Das kostet die Fahrer nur den normalen Erdgaspreis zuzüglich einer Pauschale von 14,95 Euro im Monat. Dieser kleine Aufpreis sorgt für ein grünes Gewissen und soll über die Laufzeit genügen, um die E-Gas-Anlage wirtschaftlich zu betreiben.

Sunfire geht noch einen Schritt weiter und produziert in seiner Demonstrationsanlage in Dresden synthetischen Dieselkraftstoff. Medienwirksam wurde ein erster Liter im April in das Dienstauto von Bundesforschungsministerin Johanna Wanka gegossen. Perspektivisch könne dieser Liter für einen Euro bis 1,50 Euro produziert werden, sagt Sunfire-Geschäftsführer Christian von Ohlshausen. Da ein Liter Benzin in der Herstellung nur 25 bis 60 Cent koste, sei eine Parität aber kaum zu erreichen. „Natürlich ist es billiger, Vorräte aufzubrauchen und zu verbrennen, als von der Ernte zu leben“, vergleicht von Ohlshausen die Situation. Mit synthetischen Kraftstoffen sei jedoch eine CO2-Einsparung von 85 Prozent möglich, und das auch in Bereichen, in denen Elektromobilität bisher ausgeschlossen ist, wie im Schwerlast- und Flugverkehr.

Von Ohlshausen ist für sein Anlagenkonzept sehr optimistisch, denn es sei besonders flexibel. Kernstück ist eine reversible Hochtemperaturbrennstoffzelle. Sie kann per Knopfdruck von der Elektrolyse auf Stromerzeugung umgeschaltet werden. Damit eignet sie sich sowohl für die Teilnahme am Regelenergiemarkt als auch zur effizienten Produktion von Wasserstoff für die stoffliche Nutzung in der Industrie. Die Brennstoffzelle soll im Elektrolysemodus einen Wirkungsgrad von über 90 Prozent haben. Ein erster Käufer, die Firma Boeing, habe bereits bestellt und weitere Interessenten stünden bereit.

Sonnenspeicherung im Gastank

Eine reversible Brennstoffzelle lässt aufhorchen und nährt den Traum vom autarken Eigenheim. Das wäre eine elegante Lösung, wenn ein Gerät bei Stromüberschüssen mit hohem Wirkungsgrad Wasserstoff herstellte, der sich lange lagern lässt und dann in der Nacht oder im Winter Strom und Wärme liefert. Doch von Ohlshausen winkt ab. Zwar lasse sich eine Brennstoffzelle gut skalieren und auch im kleinen Maßstab bauen, doch zu den ohnehin schon hohen Kosten käme noch die Investition in den Wasserstoffspeicher. „Das lohnt sich, wenn überhaupt, nur bei richtig großen Anlagen“, sagt er.

Ein Mittelständler aus Aurich, die Mossau Energy, ließ sich von solchen Bedenken nicht abschrecken und tüftelte ein System zur autarken Energieversorgung aus. Das Produkt heißt Blue Hamster und erhielt 2013 den Bundespreis für innovatorische Leistungen. Zwei Mal wurde das System bereits gebaut. Dabei wird überschüssiger Strom aus einer Photovoltaikanlage zunächst in den Batteriespeicher geladen und wenn dieser voll ist, mit einem Elektrolyseur in Wasserstoff gewandelt. Dieser kann in einem Tank für die Wintersaison gelagert werden. Bei Bedarf wird er dann mit einer PEM-Niedertemperatur-Brennstoffzelle wieder verstromt. „Das Interesse für das Produkt war auf Messen enorm“, berichtet der Produktverantwortliche Helmut Janßen. „Gerade die Autarkie spricht Leute an, sie finden es genial.“

Heute steht das System trotzdem vor dem Aus. Für die Serienfertigung habe sich kein Investor gefunden, so Janßen, deshalb habe das Unternehmen die Einstellung des Produktes beschlossen. Die Einzelanfertigung für einen benachbarten Gewerbebetrieb habe 100.000 Euro gekostet, wobei ein Drittel für die Brennstoffzelle, ein Drittel für die Tankanlage und ein Drittel für die restlichen Komponenten samt Photovoltaik, Batteriespeicher, Steuerung und Elektrolyseur gebraucht wurden. Obwohl die Technik vielversprechend sei, müssten Brennstoffzellen und Wasserstofftanks erst in höheren Stückzahlen verkauft werden, bevor die Zeit für Privatanlagen anbricht. Auch Großanlagen müssen erst noch beweisen, dass sie wirtschaftlich sein können.

Anlaufphase überbrücken

Selbst die Demonstrationsprojekte, die die Machbarkeit und das Zusammenwirken von Strom- und Gasnetz erprobt haben und mit Förderzuschüssen errichtet wurden, stehen nach dem Ende ihrer Forschungsaufgaben vor der Frage, was nun weiter geschieht.

So hat sich Eon beispielsweise entschieden, den Wasserstoff aus der Demonstrationsanlage im brandenburgischen Falkenhagen ins Gasnetz einzuspeisen und seinen Kunden einen „Windgas“-Tarif anzubieten. Bilanziell wird dem Erdgas der Kunden zehn Prozent Wasserstoff beigemischt. Das führe bei einem Vier-Personen-Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 20.000 Kilowattstunden zu einem erhöhten Gaspreis von etwa 90 Euro im Jahr. Dies sei für viele Kunden, die die Energiewende aktiv unterstützen wollen, ein noch akzeptabler Mehrpreis, sagt Stefan Moriße, Sprecher von Eon. Das Interesse an dem Tarif sei gerade zu Beginn recht hoch gewesen. Die Anlage laufe jedoch nicht rund um die Uhr, sondern optimiert nach der Nachfrage am Strommarkt. Nach den derzeitigen Erfahrungen bescheinigt Eon der Technik „Möglichkeiten zu einem baldigen Einstieg in die kommerzielle Nutzung“, zumindest im Mobilitätsbereich.

Auch das Hybridkraftwerk der Enertrag nahe Prenzlau ist bei den Mühen der Ebene angekommen. Geplant war, dass das Kraftwerk schrittweise immer mehr Wasserstoff für Tankstellen in Berlin produziert und somit neben der Strom- und Wärmeproduktion noch ein weiteres lukratives Standbein hat. Doch die Verzögerung bei serienreifen Brennstoffzellenfahrzeugen hat das bislang verhindert.

Politik muss Bremsen lösen

„Die bestehenden Anlagen suchen nach Vermarktungsmöglichkeiten“, sagt Annegret Agricola, und sie vermutet, dass derzeit alle nur Geld kosten. Das liege vor allem daran, dass Anreize fehlten. „Aus der Industrie ist ein deutliches Interesse und Engagement erkennbar, aber es hakt am politischen Willen.“ Fünf Stellschrauben seien nötig, um die Wirtschaftlichkeit von Power-to-Gas zu verbessern, zählt sie auf. Erneuerbar erzeugtes Gas müsste in Deutschland als Biokraftstoff anerkannt werden. Die Orientierung der EEG-Stromerzeuger allein auf die Strombörse müsse aufgebrochen werden und es müsse mehr Anreize geben, den Strom anderweitig in den Markt zu tragen. Es müsste sich eine Infrastruktur für erneuerbares Gas entwickeln und die Steuererleichterungen für Gasfahrzeuge müssten über 2019 hinaus fortgeschrieben werden. Als letzten Punkt müssten Energiespeicher (und Wandler wie Elektrolyseure) von der Letztverbraucherumlage befreit werden. Bis dahin sieht es mit der Wirtschaftlichkeit von Power-to-Gas-Anlagen in Deutschland noch düster aus. Selbst mit preiswertem Windstrom bleibt das erneuerbare Gas deutlich teurer als das aus fossilen Quellen gewonnene und ist nur in wenigen Marktnischen konkurrenzfähig. Über die Verwendung von Solarstrom muss man also gar nicht erst nachdenken?

Kreativ mit Brennstoffzellentechnik

„Doch, das sollte man unbedingt“, sagt Timo Bovi von GP Joule. Er ist überzeugt, dass sich mit etwas Kreativität schon jetzt lukrative Nischenmärkte besetzen lassen. Sein Unternehmen stellt auf der Intersolar den sogenannten Stromlückenfüller vor. Die Demonstrationsanlage im heimischen Reußenköge wurde am 12. Mai in Betrieb genommen. In der ersten Ausbaustufe hat sie 20 Kilowatt Leistung, später dann 200. Das ist klein im Vergleich zu den Leistungen der anderen Anlagen. Die Anlage von Eon hat zwei Megawatt, die von Audi sogar sechs Megawatt Leistung.

Die Windräder in der Region hätten Abschaltungszeiten im zweistelligen Prozentbereich, sagt Bovi. Statt abzuregeln, kann GP Joule nun mit Hilfe eines PEM-Stacks Wasserstoff erzeugen. Die dabei entstehenden 25 Prozent Wärme werden ins Nahwärmenetz eingespeist. Ein Teil des Wasserstoffs wird abgefüllt und zur stofflichen Nutzung an Forschungseinrichtungen verkauft. „Da gibt es einen Markt, und das bringt schon heute Geld“, sagt Bovi. Der größte Teil des Wasserstoffs wird aber zwischengespeichert und gemeinsam mit Biogas in einem BHKW rückverstromt. Die Kombination mit Fernwärme und dem Biogas-BHKW ist bei dem GP-Joule-System besonders interessant. Rechnet man die Nutzung der Abwärme in den Wirkungsgrad der Elektrolyse mit ein, könne dieser bei 90 Prozent liegen. Und auch bei der Rückverstromung im BHKW hebt die Fernwärmenutzung den Wirkungsgrad.

Wegen der Ausgleichsvergütung haben Windstromerzeuger im Moment zwar kaum einen Anreiz, einen Stromlückenfüller zu kaufen. Interessant sei die Technologie jedoch, weil man schon für die Komponenten viele verschiedene Anwendungsfelder finden könnte, so Bovi – auch mit Photovoltaik. So sei das Interesse aus dem Ausland groß. Denkbar wäre beispielsweise, eine Photovoltaikanlage auf einem Tankstellendach mit dem Elektrolyseur zu koppeln und den Wasserstoff direkt vor Ort zu verkaufen. Vielleicht für Brennstoffzellenbusse oder -gabelstapler, regt Bovi an. „Sobald die Stückzahlen einige hundert übersteigen, werden die Preise rasant sinken.“ Dann seien bald auch kleine Lösungen für Privatleute im praktischen Schaltschrank oder Container bezahlbar.

Der erzeugte Wasserstoff ließe sich dann zum Beispiel in einer Brennstoffzellenheizung nutzen. Diese funktioniert wie ein Mini-BHKW, nur ohne Motor und Lärm. Das erste in Deutschland erhältliche Modell stammt von Viessmann und muss sich den Wasserstoff noch aus Erdgas erzeugen. Die Brennstoffzellen werden in Japan produziert, wo solche Heizungen schon tausendfach eingebaut würden. In Kombination mit einer Photovoltaikanlage und einem Batteriespeicher gelingt es damit schon heute, sich das ganze Jahr über mit eigenem Strom zu versorgen. Obwohl Power-to-Gas im Privatbereich also Chancen hat, steht dieses Anwendungsfeld nicht auf der politischen Agenda. Falls die Dena ihr erstes Ziel erreicht, soll die Kapazität danach bis 2030 auf 8.000 Megawatt wachsen und mithelfen, die Quote für Biokraftstoffe zu erfüllen, die voraussichtlich von 0,5 auf 2 Prozent steigt.

33 Gigawatt Power-to-Gas bis 2050

Auch Hans-Martin Henning vom Fraunhofer ISE, der Szenarien für Deutschland mit 80 Prozent CO2-Reduktion für 2050 modelliert hat, schlägt einen großen Teil des mit Strom erzeugten Wasserstoffs dem Verkehrssektor zu. Je nachdem, wie sich das Verhältnis von Elektroautos zu Brennstoffzellenautos entwickelt, ergeben seine Optimierungen einen Power-to-Gas-Bedarf von 25 bis 50 Gigawatt Leistung. Der Einsatz von Wasserstoff zur Saisonspeicherung ist in diesem Modell zu teuer, da noch eine gewisse Menge fossiles, billiges Gas eingesetzt wird. Erst wenn noch mehr Kohlendioxid eingespart werden muss, wird Power-to-Gas auch als Saisonspeicher notwendig.

Diese Zukunft ist heute noch völlig offen. Selbst kurzfristige Entwicklungen sind nur schwer vorherzusehen. Ob die Power-to-Gas-Technologie in den nächsten Jahren einen Umweg über das Ausland nimmt, wo Sunfire beispielsweise an netzfernen Standorten Gas produzieren will, oder ob es einen eigenen Power-to-Mobility-Pfad geben wird, mit Erzeugungsanlagen, die nur für die Kraftstoffproduktion laufen, kann heute niemand genau vorhersagen. Doch nach jahrelangen Tests und nachdem gerade die Brennstoffzellentechnik sich Jahr um Jahr verschoben hat, steht sie nun in den Startlöchern und ist bereit, in verschiedensten Anwendungsfällen die Arbeit aufzunehmen. Alle warten darauf, dass die Politik die letzten Hürden aus dem Weg räumt.