Power-to-Gas - eine Lösung für das Stromspeicherproblem?

Gasspeicher sind preiswerter als Akkus und leben länger

Strom aus Windkraft und Photovoltaik steht nicht jederzeit in ausreichendem Maße zur Verfügung. Zu manchen Zeiten liefern beide Quellen jedoch ein Überangebot, welches die Preise an der Strombörse massiv drückt. Daher werden dringend kostengünstige Speicher gesucht.

In diesem Zusammenhang wird derzeit wird wieder einmal die Idee von Power-to-Gas in den Vordergrund gerückt. Die Hoffnung auf staatliche Fördermittel und Steuervorteile scheint dabei der derzeit wichtigste Aspekt zu sein, denn obwohl die grundsätzliche technische Machbarkeit geklärt ist, fehlt bislang noch die Sicherheit, dass die Elektrolyseanlagen auch mit einem stark schwankenden Stromangebot langfristig zuverlässig funktionieren.

Power-to-Gas-Anlage "HGas" von ITM Power. Bild: Bexi81. Lizenz: CC-BY-SA-3.0

Die chemische Speicherung von elektrischem Strom in Akkumulatoren ist eine seit langem ausgereifte Technik und wird in Anlagen zur unterbrechungsfreien Stromversorgung (USV), wie sie in Rechenzentren oder sicherheitskritischen Anlagen in der Chemieproduktion installiert sind, seit viele Jahren erfolgreich eingesetzt.

Akkuspeicher sind für regelmäßige Lade- und Entladevorgänge im Tagesgang jedoch auf Dauer zu teuer, weil sie nur für eine begrenzte Zahl von Zyklen nutzbar sind, bevor sie im Falle von Blei-Akkus recycelt werden müssen. Lithium-Akkus stehen zwar mehr Zyklen durch, sind jedoch deutlich teurer und lassen sich nur aufwendig recyceln, wobei etwa die Hälfte nur verbrannt werden kann.

Pumpspeicherkraftwerke stellen derzeit in Deutschland die einzige großtechnisch verfügbare Speicherkapazität. Sie wurden jedoch errichtet, um als Notfallreserve kurzfristig einzuspringen, wenn ein großer thermischer Kraftwerksblock ausfällt, bis das Reservekraftwerk den Strombedarf decken kann. Alle Speicher zusammengenommen können den Strombedarf für weniger als eine Stunde decken. Ein weiterer Ausbau von Pumpspeicherkraftwerkskapazitäten könnte hier in die Bresche springen, stößt bei Landschafts- und Naturschützern auf Widerstand.

Mit Power-to-Gas glaubt man eine ziemlich perfekte Lösung für die Stromspeicherproblematik gefunden zu haben, denn das deutsche Gasnetz verfügt derzeit über eine Speicherkapazität von etwa 210 TWh. Mit einer Einspeisung in das vorhandene Erdgasnetz beabsichtigt man die Erdgasinfrastruktur mit seinen vorhandenen Speichermöglichkeiten einschließlich der Netzatmung zu nutzen.

Die bestehende gastechnische Infrastruktur ist jedoch für eine Gaslieferung in eine Richtung ausgelegt und mit der Dynamik eines Power-to-Gas-Systems überfordert. Die ist nicht das einzige bestehende Problem. Beim Power-to-Gas-Prozess wird zuerst Wasserstoff erzeugt, der dann mit CO2 zu Methan umgewandelt wird. In den Versuchsanlagen wurde CO2 aus der Luft gewonnen, für eine industrielle Umsetzung beabsichtigt man CO2 zu nutzen, das beispielsweise aus den Abgasen von thermischen Kraftwerken oder bei der Produktion von Bio-Erdgas abgetrennt wurde.

Das Kernproblem bei der Umsetzung von Power-to-Gas besteht darin, dass das so erzeugte Gas gegenüber konventionellem Erdgas zu teuer und damit nicht wirtschaftlich herzustellen ist. Die Wirtschaftlichkeit will die bei der halbstaatlichen Deutschen Energie-Agentur (dena) im Bereich Energiesysteme und Energiedienstleistungen angesiedelte Strategieplattform Power to Gas jetzt mit Hilfe von konkreten Handlungsempfehlungen für die Politik erreichen. Und diese fünf aufgeführten "Stellschrauben auf dem Weg zur Marktreife" haben es durchaus in sich: Man will, dass der energiewirtschaftliche Rahmen so verändert wird, dass sich Gas, das mit Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wurde, mit Gewinn verkaufen lässt.

Dazu sollen Wasserstoff und Methan aus erneuerbaren Energien als Biokraftstoffe anerkannt werden. Hierzu soll im Bundesimmissionsschutzgesetz (BimSchG) die Liste der Biokraftstoffe ergänzt werden um erneuerbare Kraftstoffe, die nicht aus Biomasse, sondern mittels erneuerbaren Stroms hergestellt werden. Dies würde in der Praxis jedoch eine Doppelförderung bedeuten. Erst wird die Stromerzeugung aus Erneuerbaren gefördert und dann die Gaserzeugung mit Hilfe des subventionierten Stroms.

Die zweite vorgeschlagene Maßnahme will Anreize zur Flexibilisierung des Stromsystems schaffen. Und hier will man das Vergütungssystem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ändern, das keine Anreize setzt, um Strom zu speichern. Denn erneuerbarer Strom wird auch dann vergütet, wenn er gar nicht verbraucht oder in das Netz eingespeist werden kann. Diese Regelung gelte es zu überarbeiten, um einen Anreiz für die Stromspeicherung zu schaffen.

Eine solche Änderung des Vergütungssystems ließe sich jedoch nur für Neuanlagen durchsetzen. Zudem müsste das System Power-to-Gas dann noch um den Schritt Gas-to-Power ergänzt werden. Und hierbei konkurriert das synthetische Gas wieder mit dem verfügbaren Erdgas. Wenn Gaskraftwerke, die mit konventionellem Erdgas betrieben werden, heute schon oft nicht wirtschaftlich betrieben werden können, dann wird es mit synthetischem Bio-Erdgas höchstens dann machbar, wenn man das Erdgasangebot künstlich verknappt, indem man beispielsweise den Gasbezug aus Russland Sanktionen unterwerfen würde.

Die dritte erwähnte Stellschraube zur Förderung der Markteinführung von erneuerbarem Wasserstoff und Methan bis zum Jahre 2022 betrifft zusätzliche gesetzliche Maßnahmen wie eine schnelle nationale Umsetzung der in Brüssel in Bezug auf die Treibhausgasminderungsquote formulierten Mehrfachanrechnung erneuerbarer Gase im Kraftstoffmarkt.

Mit der Forderung, die Steuerermäßigung für Erdgas und Autogas als Kraftstoff über das Jahr 2018 zu verlängern, wird man dem Einsatz von synthetisch erzeugtem Gas im Wettbewerb mit natürlichem Erdgas wiederum kaum helfen können. Auch der fünfte Punkt, der eine Befreiung von Energiespeichern von Letztverbraucherabgaben fordert, verbessert die Lage für Power-to-Gas-Systeme nicht. Dies gilt vor allem dann, wenn man das Speichersystem auf den Strommarkt bezieht, also auch eine Rückverstromung mit einrechnen muss.

Mit faktisch subventioniertem Strom aus Photovoltaik und Windkraft synthetisches Erdgas zu erzeugen, das man wiederum mit Subventionen und Steuervorteilen in den Markt drücken muss, damit es absetzbar ist, und dann damit preiswerteres Erdgas zu verdrängen, dessen Verstromung sich heute schon nicht mehr lohnt, klingt nicht gerade so, als verspräche es ein Erfolgsmodell zu werden.

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