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Samstag, 16. Februar 2019

Stromspeicher

Erdgas aus Wind und Sonne

Von A. Morhart | 3. Februar 2012 | Ausgabe 5

Eine der Kernfragen der deutschen Energiewende ist bislang ungelöst. Woher kann bei einer zukünftigen Elektrizitätsversorgung Deutschlands, die stark aus den erneuerbaren Quellen Wind und Sonne gespeist werden soll, nachts oder bei Flaute der Strom kommen? Das Konzept "Power-to-Gas" soll ab 2015 kommerziell verfügbar sein.

Wenn die regionale Umverteilung des Stromangebots durch das Übertragungsnetz ausgeschöpft ist, bleibt nur eine zeitliche Verschiebung durch Puffern oder Speichern. Doch je weiter man sich in Richtung eines Anteils von 80 % oder gar 100 % erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bewegt, desto weniger genügt ein Stunden- oder Tagesausgleich. Auf diesen aber sind inländische Pumpspeicherwerke und – als Zukunftsvision der Elektromobilität – netzverbundene Fahrzeugbatterien beschränkt.

Jürgen Schmid, Leiter des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (Iwes) in Kassel, erwartet "ab 2030 relevante Überschussmengen für Langzeitspeicher" und beruft sich dabei auf die Leitstudie 2011 des Bundesumweltministeriums (BMU).

Den nötigen Speicherinhalt, um bei einer vollständig erneuerbaren Stromversorgung auch eine erwartbare Windflaute von zwei Wochen überbrücken zu können, hat das Iwes mit etwa 30 TWh abgeschätzt.

In diesem Maßstab "geht die saisonale Speicherung von Energie nur über chemische Energieträger", ist sich Michael Specht vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) in Stuttgart sicher. Der dafür seit Mitte der 70er-Jahre diskutierte Wasserstoff kann im bestehenden Erdgasnetz nur begrenzt zugemischt werden: "Die Umbauerfordernisse sind bis 10 % überschaubar", sagt Christoph von dem Bussche, Geschäftsführer von Wingas Transport in Kassel.

"Power-to-Gas"-Technologien

Michael Specht vom ZSW errechnet für ein System mit einer Elektrolyse- und Methanisierungsanlage, die CO2 aus dem Abgas zum Beispiel eines fossilen Kraftwerks verwertet, einen Gesamtwirkungsgrad von gut 61 %, wenn man den unteren Heizwert des abgegebenen Methans in Bezug zur aufgenommenen elektrischen Energie für die Elektrolyse setzt.

Dieses Ergebnis beruht auf der Annahme eines spezifischen Einsatzes für die Wasserstoffelektrolyse von 4 kWh pro Normkubikmeter – ein Wert, der von keinem derzeit auf dem Markt befindlichen Elektrolyseur erreicht wird. Specht merkt aber an: "Ich kenne Elektrolysen, die mit einer elektrischen Energie von 3,7 kWh/ pro Normkubikmeter gelaufen sind." Er hält eine entsprechende Optimierung des Systems auf die 4 kWh pro Normkubikmeter für machbar.

Iwes-Chef Jürgen Schmid betrachtet das Gesamtsystem einschließlich der Rückverstromung: "Die Wirkungsgrade, wenn ich vom Strom über das Gas zum Strom gehe, sind bescheiden. Sie kommen etwa auf 36 %, und ich höre oft das Argument: ‚Damit ist das Verfahren tot.‘ – Ist es nicht."

Schmidt zufolge sei die Wirtschaftlichkeit zu betrachten. "Wenn Sie einen Speicher haben, den Sie nur zwei-, dreimal im Jahr wirklich nutzen, brauchen Sie eine Technik, die sehr billig ist. Und dann kommt es auf den Wirkungsgrad nicht an." Es gelte, etwa 8 % der deutschen Stromenergie mit diesem Wirkungsgrad längere Zeit zu speichern. "Wenn Sie das im Gesamtkontext berücksichtigen, verliert man im deutschen Stromsystem maximal 4 %, 5 %. Und das ist akzeptabel", erläutert Schmidt.

Die Stuttgarter Firma Solarfuel ließ das ZSW eine Anlage mit einer elektrischen Eingangsleistung von 25 kW bauen. Sie erzeugt Wasserstoff und daraus unter Zugabe von Kohlendioxid Methan – auch als "Substitute Natural Gas" (SNG) bezeichnet.

Betriebsergebnisse dieser containerintegrierten Methanisierungsanlage, die das Herzstück eines "Power-to-Gas"-Konzepts (s. Kasten) darstellt, haben Solarfuel, ZSW und IWES im Herbst 2009 vorgestellt. Während das öffentliche Interesse zunächst weitgehend auf die Fachwelt beschränkt blieb, wurde eine Tagung der Bundesnetzagentur zum Thema in Berlin im November 2011 bei 350 Anmeldungen gekappt, weil sonst der Saal überfüllt gewesen wäre.

Das Potenzial der Technologie ist angesichts der Größenordnung von 30 TWh, die das Iwes für das nötigte Stromspeicherpotenzial abschätzt, verlockend. Würde man sämtliche Biogasanlagen in Deutschland mit Elektrolyseuren und Methanisierungsreaktoren ausrüsten, so könnten damit im Laufe eines Jahres ein Äquivalent von etwa 65 TWh als Methan erzeugt werden.

Derzeit sind in Deutschland drei Solarfuel-Anlagen in Betrieb. In Stuttgart soll 2012 eine weitere dazukommen, diesmal mit 250 kW Eingangsleistung. Im dritten Quartal 2013 soll dann in Werlte im Emsland eine 6,3-MW-Anlage in Betrieb gehen, an der als weitere Partner der Energieversorger EWE und Audi beteiligt sind. Hier sollen mit dem Methan auch Erdgasfahrzeuge betankt werden. Für 2015 ist eine noch größere, kommerzielle Anlage geplant.

Michael Specht bezeichnet diese Zeitplanung als "sportlich". Er sagt: "Mir ist kein Fall bekannt, wo wirklich mit Wasserstoff und CO2 eine Umsetzung erfolgt ist, und man in dieser Umsetzung im technischen Maßstab ein einspeisefähiges Erdgassubstitut erzeugt hat." Ein Problem seien die derzeit am Markt verfügbaren Elektrolyseure, genauso die Festbettreaktoren für die Methanisierung. Beide seien für einen kontinuierlichen Betrieb konzipiert, gefragt sei aber die Eignung für einen dynamischen, sogar intermittierenden Betrieb.

"Wir müssen ‚Start-Stopp‘ so hinkriegen, dass wir möglichst während dieser Lastwechselzyklen einerseits die Anlage nicht so quälen, dass die Katalysatoren nicht halten, und dass andererseits die Gasmenge und auch die Qualität, die wir während der Lastwechsel erzeugen, so gut ist, dass sie einspeisbar ist", so Specht. Er betont, es gebe diverse CO2-
Quellen für die Methanisierung: fossile wie Zementherstellung und Kraftwerksabgase, aber auch regenerative wie Biogas, Brauereien, die Ethanolindustrie oder Kläranlagen. A. MORHART