Bindeglied für Integration

Technik / Gas

Power-to-Gas - CO2 aus der Aufbereitung von Biogas wird heute noch emittiert. Bei der Methanisierung von Wasserstoff aus PtG-Anlagen könnte es genutzt werden – doch diese Verknüpfung ist nur der Anfang der Vernetzung des Energiesystems: Am Ende könnte die Integration von Strom, Wärme und Mobilität stehen.

01. August 2013

Soll bis 2050 das Energieversorgungssystem vollständig transformiert sein, braucht es nicht nur möglichst intelligente Netze und Demand Side Management, sondern auch Speicher. Ohne sie kann eine stabile Stromversorgung nicht sichergestellt werden. Denn die Einspeisung von Strom aus Wind und Sonne hat hohe Fluktuationen. Aktuell liegt der jährliche Stromverbrauch bei 619TWh/a. Daher können die derzeit vorhandenen Vorhalteanlagen wie Pumpspeicher oder Druckluftspeicher mit ihrer Stromspeicherkapazität von 0,04TWh rein rechnerisch den Strombedarf Deutschlands nur für nicht einmal eine Stunde decken.

Heute decken Braun- und Steinkohlekraftwerke trotz hoher CO2-Emissionen den Regelenergiebedarf. Und den tagesperiodischen oder saisonalen Peaks in der Stromproduktion von WEA samt der daraus resultierenden potenziellen Gefährdung der Netzspannung begegnet man zur Zeit damit, die Rotorblätter aus dem Wind zu drehen.

Nach Angaben der Bundesnetzagentur liegen die Verluste und die nicht genutzten Einspeisungspotenziale von Strom aus Erneuerbaren auf Grund dieser Drosselung für 2011 bei 0,42TWh – also etwa dem zehnfachen der aktuellen Speicherkapazität.

Die Nutzung der 2011 summierten Ausfallarbeit mit einem Power-to-Gas Konzept hätte CO2-Emissionen um 42.100t verringert, so die wissenschaftlichen Dienste des Deutschen Bundestags in der Fassung vom 11. Dezember 2012.

»Aus meiner Sicht kommt der Option ›Power-to-Gas‹ eine erhebliche strategische Bedeutung zu«, stellte Ursula Heinen-Esser, parlamentarische Staatssekretärin des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), damals bei einer Tagung in Oldenburg fest. »Neben einer verstärkten Zusammenarbeit mit Ländern, die geeignete Pumpspeicherpotenziale haben ist Power-to-Gas die einzige weitere Option, um auch Perioden von mehreren Wochen überbrücken zu können, in denen nur wenig Strom aus Wind und PV erzeugt wird.« In nennenswertem Umfang würde das aber erst bei deutlich über 40% Erneuerbaren notwendig werden.

Das FE-Projekt Power-to-Gas

Auch Biogasanlagen können in das Erdgasnetz einspeisen und damit auf ähnliche Weise wie das PtG-Konzept dort Energie zwischenspeichern. Doch Biogas besteht zu 30 bis 50% aus CO2. Und in allen bisher eingesetzten Aufbereitungsverfahren – Druckwasserwäsche, Aminwäsche, Membranverfahren oder der Einsatz von Kohlefiltern– wird dieses abgetrennt und emittiert.

Dieses CO2 kann jedoch in einem Verfahren genutzt werden, das 2009 das Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und das Fraunhofer IWES, Kassel, erstmals praktisch aufzeigte, um Überschüsse aus der WEA-Produktion zu speichern. Alt ist der Sabatierprozess, der dem PtG-Konzept zu Grunde liegt, doch die Einbeziehung der erneuerbaren Energien zur Biomethanisierung ist neu: Strom aus Windenergieanlagen spaltet Wasser elektrolytisch in Wasserstoff und Sauerstoff. Durch anschließende Synthese mit CO2 aus Biogasanlagen wird Erdgassubstitut (Substitute Natural Gas, SNG) mit einem energetischen Wirkungsgrad > 65% (0,65kWhSNG/kWhel)produziert.

Über die Einspeisung in das Gasnetz mit seiner Länge von 370.000km und einer Aufnahmekapazität von aktuell 217TWhth und einem erwarteten Zubau von weiteren 65TWhth besteht ein enorm großer Langzeitspeicher für regenerativ erzeugten Strom – allein die bestehende Kapazität entspricht einem Energieverbrauch von mehreren Monaten. Somit ließe sich das bislang im Energiesystem entkoppelte Transportsystem für elektrische Energie mit der Gasinfrastruktur verknüpfen. Die Rückverstromung geschieht über KWK-Anlagen, GuD-KWK, BHKW, GuD-Anlagen.

PtG löst gleich zwei Kernprobleme der Energiewende. Die Speicherung von erneuerbaren Energien und die Versorgung mit klimafreundlichem Kraftstoff – besonders für lange Strecken als Ergänzung der Elektromobilität – denn Erdgasmobilität ist heute bereits Stand der Technik und steht Flächendeckend nicht nur in Deutschland, sondern in vielen weiteren Ländern Europas zur Verfügung. Somit werden mit Wind- und Solarenergie eine stabile Stromversorgung und gleichzeitig eine nachhaltige Option für den Verkehr möglich.

Technische Verfahren Entwickeln

Es gibt drei Verfahren der Elektrolyse: Die alkalische Elektrolyse, die Membran-Elektrolyse und die Druck Elektrolyse. Das ZSW aus Stuttgart arbeitet mit der Technik der Druck-Alkali-Wäsche. Ihre Forscher wollen in einem Konsortium mit dem Fraunhofer IWES und der Etogas die notwendigen marktwirtschaftlichen Parameter, wie die Wirkungsgrad- und die Kostenoptimierung des Biomethanisierungsverfahrens für künftige PtG-Anlagen im Betrieb testen.

Energiewirtschaftlich relevant sind Anlagen in einer Größenordnung von 1 bis 20MW. Hierfür wurde im Oktober 2012, mit einer Anschlussleistung von 250kW und einer möglichen Methanproduktion von bis zu 300 Kubikmetern pro Tag, die aktuell weltweit größte PtG-Anlage eingeweiht. Mit ihr soll im Betrieb ein innovatives Prozessleitsystem für die Steuerung und Regelung für die Bereitstellung von Regelenergie getestet werden.

»Unsere Forschungsanlage arbeitet dynamisch und intermittierend. Im Gegensatz zur ersten Anlage kann sie flexibel auf das rasch wechselnde Stromangebot aus Wind und Sonne und auf plötzliche Unterbrechungen reagieren«, erklärt Dr. Michael Specht, Leiter des ZSW-Fachgebiets Regenerative Energieträger und Verfahren.

Schnell wurde klar, dass das jetzige Elekrolyseverfahren für wirtschaftliche Anlagen nicht reichen wird. Auf dem Forschungsgelände arbeiten seit Anfang Januar 2013 Forscher des ZSW und Mitarbeiter der Firmen Etogas und Enertrag deshalb an einem zusätzlichen Projekt. In einem innovativen 300kW-Druckelektrolyseur bilden 70 Zellen einen kompakten Stapel. Die Vergrößerung der Zellenfläche in Verbindung mit einer verbesserten Elektrodenaktivierung soll zur Erhöhung der Gasabgabemenge und des Wirkungsgrades führen.

Die Anlage wird Demonstrator einer Wasserelektrolyse im unteren Megawatt Maßstab. Weitere Forschungsarbeiten zur Elekrolysetechnik gelten der Elekrodenbeschichtung. Auch eine Analyse potenzieller CO2-Quellen hinsichtlich Verfügbarkeit, Erzeugungspotenzial, Wirtschaftlichkeit und Kosten wird erforscht – denn wird PtG im großen Maßstab angewandt, reicht das CO2 aus der Biogas-Veredelung bei weitem nicht mehr. CO2 könnte aus der Bioethanolherstellung, aus CCS oder als CO2-Recycling aus Prozessen der chemischen Industrie, aus Aluminiumwerken oder Müllverbrennungsanlagen kommen. Finanziert wird das auf drei Jahre limitierte Projekt vom BMU.

Eine andere Option stellt das Verfahren mittels des Protonen-Austausch-Membran Elekrolyseurs (PEM) dar. Die semi-permeable Membran erlaubt die Diffusion von H+-Ionen, nicht aber die von Anionen. Die Feststoffmembran-Technik arbeitet ohne Gefahrenstoffe – ein großer Vorteil gegenüber der alkalischen Elekrolysetechnik. Auch ist mit diesem Verfahren eine Produktion von über 99% reinem Wasserstoff ohne aufwändige Nach-Reinigung möglich.

Die aktuell eingesetzten Elektrolyseure haben jedoch ein ungünstiges Preis-Leistungs-Verhältnis und werden nur in Bereichen bis 100kW eingesetzt. Ein Konsortium aus den Industriepartnern E.on Hanse, Hydrogenics und Solivicore legten 2013 in Hamburg-Reitbrook den Grundstein für eine innovative Power-to-Gas Anlage mit PEM-Elektrolyseuren.

DLR und Fraunhofer ISE übernehmen hierfür den wissenschaftlichen Teil in der Enwicklung eines Elektrolyseurs mit einer Leistung von 1 MW. Durch seine höhere Leistungsdichte ist er deutlich kostensparender, als die gängigen Typen. »Die beim DLR entwickelten PEM-Elektrolyseure sind sehr flexibel und können innerhalb von Minuten in den Volllastbetrieb hochfahren.

Vor allem können die PEM-Anlagen mit demselben Energieeinsatz zirka zehn Prozent mehr Wasserstoff erzeugen als mit der Alkali-Technologie«, so Dr.-Ing. Josef Kallo, Projektleiter im DLR und Leiter des Fachgebiets Elektrochemische Systeme beim Institut für Technische Thermodynamik. Die modulare Anwendung, wie sie bei allen elektrochemischen Prozessen in der chemischen Industrie bereits genutzt wird, ermöglicht eine relativ schnelle Leistungssteigerung der Elektrolyseure auf Größenordnungen bis zu 20MW – eine Grundvoraussetzung für wirtschaftlich arbeitende Power-to-Gas Anlagen.

Das Notwendige Networking

Die Frage der Höhe des Speicherbedarfs ist zur Zeit nicht geklärt. Das entscheidende Kriterium hierfür ist zunächst der Anteil der Versorgung durch die Erneuerbaren. Das Energiekonzept 2010 der Bundesregierung sieht vor, ihren Anteil an der Stromerzeugung bis 2050 auf 80% zu steigern. Die VDE Studie aus dem Jahr 2012 ›Energiespeicher für die Energiewende – Speicherungsbedarf und Auswirkungen auf das Übertragungsnetz für Szenarien bis 2050‹ kommt auf dieser Basis zum Schluss, dass »bei einem EE-Anteil von 40% die Speicher weniger der Integration von Strom aus Erneuerbaren, sondern vorwiegend der Kraftwerkseinsatzoptimierung der thermischen Kraftwerke dienen.

Die Investitionskosten der Speicherzubauten übersteigen dabei aber den Vorteil«, so die Autoren. Des Weiteren empfehlen sie bei einem Anteil erneuerbarer Energien von 80% den Einsatz einer Kombination von Kurz- und Langzeitspeichern. Erst ab einer Versorgung von über 80% nimmt der Bedarf an Langzeitspeichern exponentiell zu. »Im Endszenario habe ich einen Überschuss von 30-50 TWh an elektrischer Energie.

Die kann ich sehr gut mit Power-to-Gas Anlagen verarbeiten.« Will man von 80 auf 100% kommen, greife jedoch das Pareto-Prinzip. »Dann steigen die Kosten an, aber weniger als wir erwartet haben. Letztendlich müssen sich Speicher gegen Reserve-Gasturbinen durchsetzen und das ist nicht einfach«, so Prof. Dr.-Ing. Michael Sterner, Professor für Energiespeicher an der Technischen Hochschule Regensburg und einer der Leiter der Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES).

Diesen Fragen einer erfolgreichen Energiewende gingen Vertreter aus Wissenschaft, Wirtschaft und Politik auf verschiedensten Veranstaltungen nach. So kamen Anfang Juni Experten auf der 3. VDI-Fachkonferenz ›Energiespeicher für die Energiewende 2013‹ zusammen und diskutierten Fragen, wie die energiepolitischen Rahmenbedingungen, den tatsächlichen Speicherbedarf, die Vorzüge und Herausforderungen von Power-to-Heat, Batterietechnologien als Systemdienstleister, sowie mechanische Speicherinnovationen, Power-to-Gas und Power-to-Mobility. Die Konferenzleitung hatte Prof. Sterner.

Als Vertreter des Bundesumweltminsteriums sprach sich Dr. Torsten Bischoff, Referatsleiter ›Infrastruktur und technische Systemintegration‹ der Abteilung Infrastruktur (Netze, Speicher) und technische Systemintegration für »Speicher als eine der Optionen für die Flexibilisierung der Stromversorgung« aus.

Und auf der von der Dena organisierten Jahreskonferenz ›Power-to-Gas – eine Systemlösung auf dem Weg zur Marktreife‹ am 18. Juni 2013, diskutierten Experten aus Industrie, Wissenschaft, Verbänden und Politik Fragen über seine Rolle im zukünftigen Energiesystem.

Auch gab sie Überblick über die zurzeit existierenden Pilotprojekte und internationale Entwicklungen. Prof. Sterner stellte auf dieser Konferenz erstmalig die Weiterentwicklung der TH Regensburg von ›Power-to-Gas 2.0‹ vor, bei dem es sich um ein kombiniertes Wind-Wasser-Speicher-System handelt, das deutlich größere Potenziale erschließt als der bisherige Stand-der-Technik und die Windenergie konstant nutzt und speichert.

Christian Finck

Erschienen in Ausgabe: 06/2013