Eine Welt ohne Gasinfrastruktur: Elektrifizierung mit Methanol für den Rest

Was ist ein kosteneffizienter Weg, um schwer zu elektrifizierende Sektoren tiefgreifend zu dekarbonisieren? Dieser Fragen gingen die Wissenschaftler um Tom Brown, Professor am Fachbereich für digitale Transformation im Energiesystem an der TU Berlin, nach. Im Interview erklärt er die Ergebnisse der Studie und warum es sinnvoll sein kann, einen „minimalen Methanol-Backstop“ zu haben, um den Restbedarf in hochgradig elektrifizierten Systemen zu decken.

pv magazine: Sie haben das Paper „A minimal methanol backstop for high electrification scenarios“ mit verfasst und veröffentlicht. Was ist Ihre Kernaussage in dieser Studie?

Tom Brown: Wir haben in dem Paper ein klimaneutrales Szenario für Europa simuliert und gezeigt, dass sich fast die gesamte Energienachfrage mit einer Kombination aus Elektrifizierung und Methanol decken lässt. Vor fünf Jahren gingen viele noch davon aus, dass man für Anwendungen wie Lkw-Verkehr, industrielle Prozesswärme oder Backup-Kraftwerke unbedingt Wasserstoff braucht. Inzwischen sieht man aber, dass batterieelektrische Lkws Realität werden und es auch für die Wärmebereitstellung viele elektrische Lösungen gibt. Für die verbleibenden Anwendungen braucht man eher Wasserstoffderivate wie Methanol oder Ammoniak – und weniger reinen Wasserstoff.

Was sind die Vorteile von Wasserstoff-Derivaten wie Methanol gegenüber klassischem Wasserstoff?

Wasserstoff ist wegen seiner geringen Dichte und kleinen Molekülgröße beim Transport und bei der Speicherung technisch und infrastrukturell aufwändig. Man müsste gleichzeitig ein Pipeline-Netzwerk und unterirdische Kavernenspeicher aufbauen und parallel dazu Angebot und Nachfrage hochskalieren – also im Grunde ein vierdimensionales Henne-Ei-Problem. Diese Komplexität schlägt sich am Ende auch in den Kosten für die Endkunden nieder.

Und bei Methanol?

Methanol dagegen lässt sich als Flüssigkeit sehr gut transportieren und lagern, was den Infrastrukturaufbau deutlich vereinfacht. Ein schnell gebauter oberirdischer Stahltank kann Energiemengen von bis zu einer Terawattstunde speichern. Für den Transport bietet sich eine flexible Kombination aus Schiffen, Zügen, Lkws und Pipelines an. Natürlich braucht man dafür eine nachhaltige Kohlenstoffquelle, zum Beispiel Biomasse. Aber viele Anwendungen, etwa in der Chemieindustrie oder bei synthetischen Kraftstoffen, benötigen ohnehin Kohlenstoff.

Was sehen Sie als klassische Anwendungsfelder für den Einsatz von Methanol?

Methanol wird vor allem dort eingesetzt, wo direkte Elektrifizierung schwierig oder kaum möglich ist: zum Beispiel in der Chemieindustrie als Feedstock für die Herstellung von Kunststoffen, als energiedichter Treibstoff für die Schifffahrt zwischen Kontinenten, für die Herstellung von Kerosin im Flugverkehr oder in Kraftwerken für lange dunkle und windarme Perioden, in denen Batterien allein nicht ausreichen.

Kann man das Methanol auch einfach so in den Gaskraftwerken nutzen?

Ja. Im Gegensatz zu Wasserstoff ist die Umstellung von Gaskraftwerken von Methan auf Methanol relativ einfach: Im Wesentlichen müssen nur die Brenner ausgetauscht werden. Das wurde bereits bei einem Kraftwerk in Israel demonstriert. Weil Methanol eine niedrigere Verbrennungstemperatur als Methan hat, entstehen dabei sogar weniger Stickoxide in den Abgasen. Die höheren Verbrennungstemperaturen von Wasserstoff sind in dieser Hinsicht eher ein Nachteil.

Welche Alternativen neben Methanol sehen sie noch zu Wasserstoff und wie lassen diese sich herstellen?

Für die Herstellung synthetischer Kohlenwasserstoffe bietet sich zum Beispiel die Fischer-Tropsch-Synthese an. Allerdings entsteht dabei immer eine ganze Bandbreite an Produkten, die anschließend weiterverarbeitet und getrennt werden müssen. Hier hat die Methanolsynthese wegen ihrer hohen Selektivität einen klaren Vorteil. Eine weitere Option ist Ammoniak. Das könnte man ebenfalls in Kraftwerken und möglicherweise auch in der Schifffahrt einsetzen. Allerdings ist Ammoniak unter normalen Bedingungen ein toxisches Gas, das entweder gekühlt oder unter Druck gespeichert werden muss.

Brauchen wir für die Herstellung von Bio- oder E-Methan staatliche Subventionen und welche Vor- oder Nachteile haben diese gegenüber Methanol?

Methan könnte man natürlich auch weiterhin für Gaskraftwerke nutzen, die während Dunkelflauten laufen. Allerdings kann Methan die deutlich größeren Nachfragen nach Flugtreibstoffen, Schiffstreibstoffen und chemischen Grundstoffen nicht direkt bedienen. Dafür eignet sich Methanol deutlich besser. Außerdem muss man sowohl bei Verbrennungsmotoren als auch entlang der gesamten Lieferkette darauf achten, dass kein Methan entweicht, weil es ein sehr potentes Treibhausgas ist. Subventionen für die Herstellung von Biogas und Biomethan gibt es heute bereits, etwa für die Stromerzeugung über das EEG oder den THG-Quotenhandel im Verkehrssektor. Ich sehe manche dieser Anwendungen allerdings kritisch: Biogasanlagen mit hohen Volllaststunden passen nicht besonders gut in ein Energiesystem mit sehr viel Wind- und Solarstrom sowie hoher Flexibilität. Sinnvoller wäre es oft, das aufbereitete Methan ins Gasnetz einzuspeisen und gezielt für die wenigen hundert Stunden einer Dunkelflaute zu nutzen. Auch im Straßenverkehr haben wir inzwischen bessere elektrische Alternativen.

Gibt es Mechanismen der EU, die eine Änderung in Richtung Methanol oder anderer Wasserstoff-Derivate fördern könnten?

Ja, die steigenden Quoten für „Sustainable Aviation Fuels“ in der „ReFuelEU“-Aviation-Verordnung sowie für klimaneutrale Treibstoffe in der Schifffahrt im Rahmen von „FuelEU“-Maritime begünstigen Methanol. Diese Regelungen haben mit dazu beigetragen, dass die ersten großen Projekte für grünes Methanol finanziert werden konnten. Auch die European Hydrogen Bank hat Projekte für Methanol und Ammoniak mit direkten Subventionen unterstützt.

Wie hoch wer der Bedarf an Methanol in Ihren Szenarien?

Der Methanolbedarf liegt in unseren Szenarien zwischen 1100 und 1360 Terawattstunden pro Jahr – abhängig davon, ob Methanol zusätzlich auch in Backup-Kraftwerken eingesetzt wird. Zum Vergleich: Die Stromnachfrage liegt in diesen Szenarien bei etwa 5400 Terawattstunden pro Jahr.

Wie wäre die Entwicklung der Kosten, wenn man auf Methanol statt Wasserstoff setzt?

Wenn man die Gesamtsystemkosten betrachtet, ist unser „Minimal-Methanol“-Szenario nur etwa 2,4 Prozent teurer als ein Szenario, das sich für die Backup-Kraftwerke auf eine Kombination aus Wasserstoff und Methan stützt. Allerdings sind die Kosten für Wasserstoffpipelines seit der Festlegung unserer Annahmen deutlich gestiegen. Deshalb würden wir heute wahrscheinlich eine noch kleinere Kostendifferenz erwarten.

Gibt es Vorteile von Methanol gegenüber Wasserstoff, die in Ihren Berechnungen noch nicht eingepreist sind?

Genau. Wir argumentieren, dass diese geringen Mehrkosten gerechtfertigt sind, weil Methanol eine Reihe von Vorteilen bietet, die unser Modell gar nicht vollständig abbilden kann. Zum Beispiel wird derzeit ein enormes und sehr kostspieliges Wasserstoffnetz in Deutschland geplant und aufgebaut, obwohl die zukünftige Wasserstoffnachfrage wahrscheinlich überschätzt wurde. Methanol hat dagegen den Vorteil, dass man die Infrastruktur sehr flexibel an die tatsächliche Nachfrage anpassen kann. Bei geringer Nachfrage kann Methanol per Schiff oder Bahn transportiert werden, und bei höherer Nachfrage könnte man bestehende Ölpipelines umwidmen. Auch Speichertanks lassen sich vergleichsweise schnell bauen. Wasserstoff hängt dagegen stark von großer Infrastruktur ab, deren Aufbau viele Jahre dauert – und die am Ende vielleicht gar nicht in diesem Umfang benötigt wird.

Könnte Methanol auch bei Anwendungen zum Zug kommen, die heute noch durch Biomasse gedeckt werden und sich damit das Thema „Teller oder Tank“ erledigen? Welche Maßnahmen sind hier aus ihrer Sicht notwendig?

Viele der heutigen Biomasse-Anwendungen sind aus meiner Sicht nicht mehr zeitgemäß, vor allem wenn dafür Energiepflanzen wie Mais angebaut werden, die viel Fläche benötigen. Mittelfristig sollten wir weg von solchen Energiepflanzen und stattdessen vor allem Reststoffe und Abfälle nutzen. Damit würde sich auch die Debatte um „Teller oder Tank“ weitgehend entschärfen. Die verbleibende nachhaltige Biomasse sollte dann gezielt in den Anwendungen eingesetzt werden, für die wir nur wenige Alternativen haben – also etwa in der Schifffahrt, im Flugverkehr, in der Chemieindustrie oder für die wenigen Stunden einer Dunkelflaute.

Was müsste jetzt politisch getan werden, um stärker in die Richtung Methanol zu gehen? Im Moment geht die Politik doch eher in Richtung Wasserstoff, etwa mit dem Aufbau des Kernnetzes?

Wenn wir das Wasserstoff-Kernnetz ohne ausreichende Nachfrage weiter ausbauen, kommen mehrere Milliarden Euro an Kosten auf uns zu. Ich würde deshalb erst einmal eine Pause einlegen, sobald die wichtigsten Industriestandorte im Norden und Westen Deutschlands – etwa Stahlwerke und Raffinerien – angeschlossen sind. Natürlich kann man mit Wasserstoffkraftwerken in diesen Regionen experimentieren. Ich würde aber erwarten, dass wir für viele der übrigen Kraftwerke eher Methan oder Methanol nutzen werden. Damit könnte man teure Umrüstungen vermeiden. Gleichzeitig sollte man Subventionen für die Nutzung von Biomasse im Straßenverkehr, im Gebäudebereich oder für dezentrale Stromerzeugung mit hohen Volllaststunden schrittweise abbauen. Stattdessen sollte die Politik die Nutzung nachhaltiger Biomasse für Biomethanaufbereitung oder Methanolsynthese fördern – also für die Anwendungen dort, wo Elektrifizierung schwierig oder kaum möglich ist. Und natürlich müssen wir bei der Elektrifizierung weiter Tempo machen und den Ausbau von Windkraft, Photovoltaik und Batteriespeichern vorantreiben. Gerade dort können wir in den nächsten Jahren noch sehr große Fortschritte erzielen.