Ökostrom-Überschuss Strom zu Gas zu Strom

Wolkenloser Himmel. Die Sonne brennt auf die massenhaft vorwiegend in Süddeutschland aufgestellten Photovoltaikmodule. Zumindest für Stunden erzeugen sie deutlich mehr Strom, als im Verteilnetz unterzubringen ist. Immer häufiger müssen daher bei schönem Wetter Solarstromanlagen vom Netz genommen werden, wobei groteskerweise deren Betreiber den „Nichtstrom“ bezahlt bekommen. Diese Regelung greift auch bei zu viel produziertem Windstrom.

Wenn an Deutschlands Küsten der Wind ordentlich bläst und die Rotorblätter kraftvoll rotieren, bleiben zwei Alternativen: Man dreht die Windmühlen aus dem Wind und zahlt deren Eignern Leergeld. Oder man schiebt die überschüssige Elektrizität über die Grenze nach Holland und Tschechien - muss aber mitunter auf jede Kilowattstunde bis zu 50 Cent drauflegen, denn nur dann sind unsere Nachbarn bereit, ein aufwendiges Lastmanagement zu betreiben und eigene Kraftwerke abzubremsen.

Es mangelt an leistungsfähigen Stromspeichern

Die vielbeschworene Energiewende und damit der Zubau von weiteren Solar- und Windkraftanlagen (bis 2020 sollen 30 Prozent und 2050 gar 80 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen) führen zwangsläufig zu einem wachsenden volatilen Stromangebot, für das unser Energiesystem fit gemacht werden muss. Schon länger spricht man deshalb von einem „netzverträglichen“ Ausbau der erneuerbaren Energie. Denn ohne ausreichende Leitungskapazitäten wird man den Grünstrom nicht von der Küste und aus dem Voralpenland in die Ballungszentren an Rhein, Ruhr und Main transportieren können.

Doch außer von neuen Überlandleitungen ist eine erfolgreiche Energiewende auch auf ausreichend große Speicher angewiesen, und zwar Langzeitspeicher, aus denen man während einer sommerlichen Hochdruckphase (und damit verbundener Windstille) den für das Betreiben von Kühlschränken und Hobelbänken benötigten Saft ziehen kann.

Schon heute werden Überschüsse beim Ökostrom erzielt. So mussten im vergangenen Jahr rund 150 Gigawattstunden (GWh) elektrisch abgeregelt werden. Mit dieser Menge könnte man 43.000 Haushalte ein Jahr lang mit Strom versorgen. Und die Überschüsse wachsen exponentiell. So rechnet man für 2030 mit Überschussstrommengen von 1.000 GWh. Bis Mitte des Jahrhundert sollen sie gar auf 12.000 GWh steigen, was bedeutet, dass dringend leistungsfähige Stromspeicher hermüssen.

Kapazitäten in Österreich und der Schweiz

Wie notwendig die sind, zeigen Berechnungen des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (Iwes). Danach ist eine stabile Versorgung bereits ab einem Anteil von 30 Prozent erneuerbarer Energie an der Stromerzeugung (momentan 20 Prozent Anteil) nicht ohne geeignete Speicher möglich.

So weit, so gut, könnte man meinen. Der Haken ist nur, dass es die benötigten Speicher zum geforderten Zeitpunkt aller Voraussicht nach nicht geben wird. Die heute vorhandenen Langzeitspeicher, fast ausschließlich Pumpspeicherkraftwerke, haben gerade einmal ein Speichervolumen von 40 GWh. Zudem werden sie zum Bereitstellen sogenannter Regelleistung benötigt. Klassische Langzeitspeicher sind sie nicht, denn bei vollständig geöffneten Ventilen wären ihre Oberbecken nach wenigen Stunden bereits leer.

Zudem mangelt es für weitere Pumpspeicherkraftwerke hierzulande an der geeigneten Topographie - und an der Akzeptanz der Bevölkerung. Daher hofft man auf weitere Kapazitäten in Österreich und der Schweiz. Die große Lösung wird das jedoch nicht bringen, so dass deutsche Strommanager derzeit konzentriert nach Norwegen blicken, wo man zahlreiche Speicherkraftwerke zu Pumpspeicherkraftwerken umbauen könnte. Für den Stromtransport will man Hochspannungs-Gleichstromleitungen (HGÜ) in die Nordsee legen.

Bleiben elektrochemische Speicher und damit Batterien, auf die große Hoffnungen gesetzt werden. Doch ist hier der Spielraum nach oben verfahrenstechnisch begrenzt. Akkumulatoren dürfen künftig sicherlich an Ausdauerkraft zulegen und damit eine wichtigere Rolle als heute spielen, doch darf man hier keine Wunder erwarten. Das zeigt ein simples Rechenmodell rund um die Elekromobilität: Würde man die 42 Millionen deutschen Personenwagen mit Elektromotoren und Batterien ausstatten, entstünde ein „Schwarm“-Speicher mit einer Kapazität von überschaulichen 450 GWh - der als Langzeitspeicher aber nicht taugen würde. Denn auch diese Batterien sind nach wenigen Stunden leer(gefahren) - oder man hat sie zur Netzstabilisierung ausgesaugt.

Was auf der Suche nach dem Langzeitspeicher bleibt, ist das Erzeugen von Wasserstoff auf dem Weg der Elektrolyse, mit dem Ziel, die so gewonnene Edelenergie in das deutsche Gasnetz einzuspeisen. So könnte man, und das ist der Clou dieser Idee, das rund 400.000 Kilometer lange Erdgasleitungsnetz, einschließlich der 47 unterirdischen Gaslager, als Energiepuffer nutzen. Allein das heute in natürlichen und eigens hergestellten Kavernen und in sogenannten Porenspeichern gelagerte (Reserve-)Gas hat eine Kapazität von rund 220.000 GWh, was rund einem Drittel des deutschen Stromverbrauchs im Jahr entspricht. Dazu kommt das weitverzweigte Gasnetz, in dem etwa doppelt so viel Energie transportiert wird wie über das deutsche Stromnetz.

Zwei separate Schritte

Damit ist die Option auf einen leistungsfähigen Speicher gefunden. Nachteilig ist nur, dass man nach den Vorgaben des derzeit geltenden Regelwerks dem Methangas (Erdgas) in den Leitungen maximal fünf Volumenprozent Wasserstoff beimengen darf. Ein höherer Wasserstoffanteil würde Gasmotoren und -turbinen schaden, so dass man die nicht unattraktive Idee geboren hat, nicht Wasserstoff, sondern Methan mit Hilfe des überschüssigen Ökostroms zu produzieren und in das Leitungsnetz zu pumpen.

Und wie funktioniert das? Der Prozess setzt sich aus zwei separaten Schritten zusammen: Das ist zum einen die vor weit über 100 Jahren entwickelte Wasserelektrolyse, mit der durch Anlagen einer (Gleichstrom-)Spannung an zwei Elektroden Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt wird. Und zum anderen nutzt man die von dem französischen Chemiker Paul Sabatier Anfang des 20. Jahrhunderts erdachte katalytische Methanisierung. Bei dem in Fachkreisen als Sabatier-Reaktion bekannten Prozess verschmelzen Wasserstoff und Kohlendioxid durch eine chemische Reaktion zu Methan. Vorausgesetzt, man heizt ordentlich zu (250 bis 500 Grad) und setzt die Reaktoren kräftig unter Druck (25 bar).

Beide Schritte gelten heute als erprobt. So wird etwa in den Vereinigten Staaten mit dem Sabatier-Verfahren in großem Stil aus Braunkohle gewonnenes Synthesegas methanisiert. Nicht ganz so weit ist die Entwicklung der beiden Elektrolyseverfahren gediehen: Das sind die alkalische Elektrolyse und die mit einem Membran-Elektrolyten ausgestattete PEM-Elektrolyse (Proton Exchange Membran). Zwar laufen global bereits einige recht große alkalische Prozesse, doch stets zusammen mit konstant sprudelnden Stromquellen.

Die Apparaturen müssen flexibel reagieren

Genau hier liegt eine der größten Herausforderungen: Die für die Methansierung von Überschuss-Ökostrom benötigten Apparaturen müssen flexibel auf ein wechselndes Stromangebot reagieren können. Und sie müssen mit der benötigten Energie möglichst sparsam umgehen, denn der Wandlungsprozess vom Strom zu Wasserstoff und weiter zu Methan und später, wenn man Strom benötigt, zurück zur Elektrizität, ist voller kräftezehrender Verlustquellen.

Denn erzeugt man Wasserstoff aus Strom, ohne diesen zu komprimieren, liegt der Wirkungsgrad bei etwa 70 Prozent. Schaltet man die Methanisierung nach, fällt die Effizienz auf 55 Prozent. Und konsequenterweise sinkt die Ausbeute weiter, wenn das Gas auf leitungsverträgliche 200 bar gebracht wird. Doch damit nicht genug: Auf einen erschreckend niedrigen Wirkungsgrad von 30 bis 35 Prozent kommt man, wenn man zeitversetzt aus dem Speichergas wieder Strom gewinnt, indem man es in einem Kraftwerk verbrennt.

In Nuancen kann dieser mehrteilige Prozess besser werden. So fällt bei der Elektrolyse und auch bei der Methanisierung (Abfall-)Wärme an, die man nutzen kann. Doch bei allen denkbaren Fortschritten bleibt das Ganze ein brutal ineffizienter und damit extrem teurer Spaß, an dem vor allem deshalb gearbeitet wird, weil man keine Alternative sieht. Ob dem tatsächlich so ist, darüber wird gestritten.

Ananaszucht am Bodensee

So tauchen immer wieder Überlegungen auf, dass reichlich und damit billig zur Verfügung stehender Überschussstrom sich Nischen suchen werde, die man heute noch gar nicht im Blick hat - etwa die Ananaszucht am Bodensee. Auch könnte billiger Ökostrom stärker zum Heizen von Wohnstuben und Badewasser eingesetzt werden als heute. In Kombination mit üppig bemessenen und gut isolierten Tanks ließen sich schon gehörige Energiemengen speichern.

Wann und in welchem Umfang „Power to Gas“-Anlagen einen nennenswerten Beitrag zum Abpuffern von Überschussstrom werden leisten können, ist also derzeit völlig offen. Sicherlich liegt man nicht falsch, Zeiträume von zehn bis zwanzig Jahren ins Auge zu fassen. Damit die Technik dann auch zur Verfügung steht, muss man Erfahrungen sammeln, was seit geraumer Zeit geschieht. So sind in Deutschland heute ein halbes Dutzend Pilotanlagen in Betrieb oder in Bau:

Den Anfang machte Ende 2009 ein 25 kW kleines Gerät der SolarFuel GmbH, das gemeinsam vom IWES und dem Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) entwickelt wurde. Die Stuttgarter Anlage zeigte zum ersten Mal, dass das Herstellen von „erneuerbarem Methan“ grundsätzlich funktioniert.

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An einer mit 250 kW etwas größeren Anlage wird beim ZSW gerade gearbeitet. Bereits in Betrieb ist das Enertac-Hybridkraftwerk in Prenzlau. Seit Oktober vergangenen Jahres arbeiten hier ein Windpark, ein Elektrolyseur (500 kW), eine Biogasanlage und ein Blockheizkraftwerk (BHKW) zusammen, um ein bedarfsgerechtes Erzeugen von Strom und Wärme zu demonstrieren. Drei Gasspeicher sind zum Zwischenlagern des Wasserstoffs installiert.

Auch der Autobauer Audi ist in Sachen Grüngas unterwegs. Mit Geld aus Ingolstadt wird derzeit in Werlte, südlich von Oldenburg, von SolarFuel und den Know-how-Gebern ZSW und IWES eine mit sechs Megawatt vergleichsweise große Pilotanlage gebaut, die im kommenden Jahr in Betrieb gehen soll. Ziel ist es, aus Windstrom ein „e-gas“ zu erzeugen, das man den Fahrern von gasbetriebenen Fahrzeugen anbieten will. Und auch im brandenburgischen Falkenhagen wird derzeit ein Wasserelektrolyseur gebaut. Bauherr und Betreiber ist Eon. Den Strom liefern Windräder, das Gas soll vom kommenden Jahr an ins lokale Erdgasnetz eingespeist werden.

Abschließend bleibt eine weitere Frage offen: Woher kommt das für die Methanisierung benötigte Kohlendioxid? Das lässt sich aus den Rauchgasen von mit Kohle befeuerten Kraftwerken abspalten. Lange Transportwege sind wenig wirtschaftlich, so dass die Power-to-Gas-

Protagonisten dafür argumentieren, das für die Produktion des Methans benötigte „Treibhausgas“ unmittelbar neben der Methanisierung zu erzeugen. Am besten in einer Biogasanlage, heißt es. Denn dann handele es sich um „umweltfreundliches“ biogenes Kohlendioxid.