Es zischt einmal kurz, als Ulrich Zuberbühler das Ventil an der Zapfpistole öffnet. Dann strömt das Methan in den Tank seines silberfarbenen Kombis. Methan, das ist der Hauptbestandteil von Erdgas. Üblicherweise stammt es aus fossilen Lagerstätten tief unter der Erde. Doch das Erdgas, mit dem der promovierte Ingenieur sein Auto betankt, wurde künstlich hergestellt – vor Ort in einem Stuttgarter Gewerbegebiet.
„Die ganze Anlage findet in diesen beiden Containern Platz“, erklärt der Projektleiter am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) in Stuttgart-Vaihingen und deutet auf zwei graue, fensterlose Kästen, die nebeneinander auf einem Stück Rasen stehen. „Im rechten Container waschen wir Kohlendioxid aus der Luft, im linken Container zerlegen wir Wasser in die beiden Gase Wasserstoff und Sauerstoff. Aus dem Wasserstoff und dem Kohlendioxid können wir anschließend Methan herstellen.“ Die Energie, die dafür nötig ist, könnte prinzipiell aus dem Licht der Sonne stammen. Die Pilotanlage am ZSW bezieht ihren Strom zwar aus dem öffentlichen Netz, aber grundsätzlich soll dieses Verfahren in Zukunft einmal mit Elektrizität aus erneuerbaren Quellen betrieben werden. Man könnte sich zum Beispiel vorstellen, dass einige Photovoltaikmodule die gesamte Energie liefern, welche die Anlage benötigt. Um das Erdgas mit Hilfe von Sonnenlicht herzustellen, können die Entwickler vom ZSW auf erprobte Technologien zurückgreifen.
Mit dem Verfahren des „solaren Methans“ bringen die Entwickler aus dem Schwabenland die Photovoltaik in einen Marktbereich, der sich bisher auf die Verwertung von Biomasse beschränkt hatte. Aus Pflanzenmaterial lassen sich auf verschiedenen Wegen Treibstoffe für Autos herstellen, zum Beispiel in Form von Biodiesel oder auch Biogas, also Methan, das durch Vergärung von Energiepflanzen entstanden ist.
Die chemische Synthese des künstlichen Erdgases mit Hilfe von Solarstrom sei auf jeden Fall ergiebiger, glaubt Michael Sterner vom Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) in Kassel: „Pflanzen können nur ungefähr ein Prozent des Sonnenlichts absorbieren und in Form von chemischer Energie speichern. Wandelt man die Biomasse zu einem Kraftstoff, geht noch einmal die Hälfte verloren. Das heißt, nur 0,5 Prozent der solaren Einstrahlung bringe ich tatsächlich in den Tank. Eine durchschnittliche Photovoltaikzelle hingegen hat einen Wirkungsgrad von 15 Prozent. Sie nutzt die Sonnenenergie also deutlich effizienter aus als die Biomasse. Der Wirkungsgrad der Methansynthese liegt bei gut 60 Prozent. Damit liege ich für den Gesamtprozess der Erzeugung von Solarmethan bei zehn Prozent.“ Mit anderen Worten: Auf derselben Fläche bringt die Kombination aus Photovoltaik und Methansynthese rund die 20-fache Ausbeute eines Biogasprozesses.
Solarmethan als Stromspeicher
Der Reiz dieser Idee wird umso größer, je mehr Strom aus erneuerbaren Quellen durch unsere Stromleitungen fließt. Denn das solare Methan kann dazu beitragen, eine der größten Herausforderungen der regenerativen Stromerzeugung zu lösen: die Netzintegration. Weil die Sonne nicht rund um die Uhr scheint und der Wind sehr ungleichmäßig weht, schwanken entsprechend auch die Einspeisungen ins Netz. Dessen Stabilität ist aber stark darauf angewiesen, dass Angebot und Nachfrage sich die Waage halten. Und je mehr erneuerbare Energien in die Stromversorgung eingebunden werden, desto wackliger wird die ganze Angelegenheit.
Um dem Problem zu begegnen, können die Stromanbieter zunächst einmal ihre Netze ausbauen und weiter verknüpfen. Eine Windflaute im Westen von Deutschland kann dann beispielsweise mit einer steifen Brise im Norden ausgeglichen werden. Doch das funktioniert nur bis zu einem gewissen Grad, erläutert Michael Sterner. „Wir haben in Simulationen gesehen, dass wir trotz eines idealen Ausgleichs noch immer die Möglichkeit brauchen, Energie zu speichern – und zwar in erheblichem Umfang. Denn es gibt immer wieder Situationen wie im Winter, dass wir ein sibirisches Hoch über ganz Europa haben und dann europaweit keine Windstromeinspeisung vorhanden ist – und auch im Grunde eine sehr geringe solare Erzeugung.“
Mit dem synthetischen Erdgas könnte man das Ungleichgewicht aus Angebot und Nachfrage besser ausbalancieren. In Zeiten des Stromüberschusses würde die Energie, die nicht direkt verbraucht werden kann, in die Erzeugung des Gases fließen. Von diesen Vorräten kann man im Fall eines Mangels zehren, indem man kurzfristig ein paar Gasturbinenkraftwerke zuschaltet, die es schon in großer Menge gibt. „Die einzelnen Prozesse sind für sich gesehen nicht neu, aber die Kombination für diesen Zweck ist durchaus einmalig. Weltweit ist das hier die erste Anlage, die die gesamte Prozesskette darstellt – von der Kohlendioxidabtrennung aus der Luft bis zum fertigen Kraftstoff, mit dem man ein Auto betanken kann“, erklärt Ulrich Zuberbühler, während er das Tor des rechten Containers aufschließt.
Im Inneren des zimmerhohen Kastens wird der eine der beiden Grundstoffe für die Synthese des Methans gewonnen: Kohlendioxid. Das Gas ist ein natürlicher Bestandteil der Erdatmosphäre, aber seine Konzentration in der Luft ist für die Kraftstoffproduktion zu gering. Daher müssen die Experten aus Stuttgart es zunächst einmal in seiner Reinform anreichern. Dazu pumpen sie mit einem Gebläse Luft durch eine alkalische Lösung. Das leicht saure Kohlendioxid wird zunächst darin gebunden und später, wenn sich genug davon in der Lösung gesammelt hat, wieder freigesetzt.
Im Nachbarcontainer stellt ein Elektrolyseapparat inzwischen den Reaktionspartner her, den Wasserstoff. Beide Gase werden unter einem Überdruck von einigen Bar in zwei mannshohe Säulen geleitet. Während sie die Säulen durchströmen, baut ein Katalysator sie zu dem künstlichen Erdgas um, das auf der Rückseite des Containers getrocknet und in Stahlflaschen gesammelt wird.
Das Konzept, über den Umweg von Methan elektrische Energie zu speichern, ist eine Alternative zu den bereits bestehenden Stromspeichern. Viele Stromanbieter nutzen heute bereits Systeme, mit denen sie kurzfristige Engpässe überbrücken können, zum Beispiel Schwungräder und Akkumulatoren im Bereich einiger Sekunden und Minuten. Soll die Energie mehrere Stunden lang gespeichert werden, bieten sich beispielsweise Pumpkraftwerke an. Mit überschüssigem Strom pumpen Kraftwerksbetreiber Wasser in ein hoch gelegenes Speicherbecken. Bei Bedarf können sie es dann wieder durch Turbinen herunterströmen lassen.
Langfristige Puffer gesucht
Längerfristige Speichersysteme gibt es jedoch kaum. „In der Regel sind Pumpspeicher für eine Dauer von acht Stunden ausgelegt. In einer zweiwöchigen Flaute hilft das natürlich überhaupt nicht“, sagt Martin Kleimaier, Leiter der Task Force Energiespeicherung bei der Energietechnischen Gesellschaft im VDE. Die Fachgesellschaft hat im vergangenen Jahr eine Studie zu Energiespeichern in Netzen mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energieträger veröffentlicht. „Eine Alternative wären große Speicherseen in den Alpen oder auch Norwegen mit den entsprechenden Kapazitäten. Was aber gerade mit Blick auf Norwegen fehlt, sind entsprechende Leitungskapazitäten. Die machen das Vorhaben entsprechend teuer.“
Ähnlich sieht es mit Druckluftspeichern aus, bei denen komprimierte Luft in ausgespülte Salzstöcke hineingepresst und bei Bedarf durch eine Turbine entspannt wird. Von ihnen gibt es bisher weltweit nur zwei Stück, einer davon steht in Deutschland. Auch hier müssten also neue Speicherkapazitäten geschaffen werden. Beim Methan stellt sich diese Herausforderung erst gar nicht, erklärt Martin Kleimaier. „Der Vorteil von Methan ist, dass wir die Erdgasspeicher schon haben und man das Methan direkt in die Infrastruktur des Erdgasnetzes einleiten kann.“
Infrastruktur vorhanden
Einmalig ist natürlich die Kapazität der Erdgas-Infrastruktur. Michael Sterner: „Für einen Speicher, der zwei Wochen überbrücken kann, brauchen wir 20.000 bis 30.000 Terawattstunden Kapazität. Das ist mindestens das 500-Fache der heutigen Pumpspeicherkapazität.“ Zu diesen Werten kommt der Experte laut einer Abschätzung für das Jahr 2050. Das Szenario, das er betrachtet, sieht eine 100-prozentige Vollversorgung durch erneuerbare Energien vor.
Grundlastfähig für die Stromversorgung sind davon 18 Gigawatt. Bei einer durchschnittlichen Last von 70 Gigawatt müssten also im Extremfall 52 Gigawatt durch Speicher überbrückt werden. Das wären bei einer zweiwöchigen Flaute knapp ungefähr 20 Terawattstunden elektrische Energie. Das ist ungefähr so viel, wie ein typisches Kernkraftwerk in etwa zwei Jahren produziert. „Das Erdgasnetz hingegen kann rund 200.000 Terawattstunden an Energie aufnehmen. Das ist also wirklich die Technologie, bei der wir über ausreichende Kapazität und Erfahrung hinsichtlich Langzeitspeicherung verfügen“, sagt Sterner. Schon heutzutage glätten Gasturbinenkraftwerke die Lastkurven der Stromanbieter über eher kurze Zeiträume hinweg.
Die Kehrseite der Medaille: Solares Methan ist nicht gerade der kostengünstigste Speicher, den man sich vorstellen kann. Jeder Schritt ist mit gewissen Verlusten behaftet. Nur ungefähr 60 Prozent der eingefangenen Sonnen- oder Windenergie landen im Erdgasnetz. Und bei der Rückverstromung geht auch noch einmal ein gewisser Anteil als Wärme verloren. Michael Sterner und seine Kollegen glauben, dass der Wirkungsgrad für den kompletten Speicherprozess von Strom zu Strom zwischen 28 und 45 Prozent liegen wird – je nach Verfahren. Das ist deutlich weniger als bei einem Pumpspeicher, der 70 bis 80 Prozent der Elektrizität wieder abgibt, die zum Befüllen aufgewendet worden ist.
Doch da der ursprünglich eingesetzte Strom aus Überschüssen von erneuerbaren Energiequellen stammt, welche ansonsten ungenutzt verloren gingen, sollte die Speichereffizienz nur eine untergeordnete Rolle spielen, sagen die Verfechter des Methankonzepts. Und Michael Sterner argumentiert: „Der Wirkungsgrad des Verfahrens ist nicht in dem Maße relevant wie in anderen Prozessen, da es für die Energiedienstleistung Langzeitspeicherung bisher keine gangbare Lösung im globalen Maßstab gibt.“
Wasserstoff oder Methan?
Dem widerspricht Hans-Peter Waldl. Er ist der Geschäftsführer der Windenergie-Beratungsfirma Overspeed aus Oldenburg und hat ein System mitentwickelt, mit dem sich überschüssige Windenergie in Form von Wasserstoff speichern lässt. „Diese chemischen Speicher will man ja als Mittel- und Langfristspeicher bauen. Da gehen natürlich enorme Energiemengen hindurch. Und da spielt der Wirkungsgrad natürlich eine Rolle“, argumentiert er.
Besonders auch, weil die Stromspeicherung als Wasserstoff eine mögliche Alternative zu dem Methanverfahren darstellt. Dabei geht man nur den einen Schritt und zerlegt Wasser per Elektrolyse in seine Bestandteile. Der Wasserstoff kann aufbewahrt und bei Bedarf wieder in Strom zurückverwandelt werden – entweder mit einer Brennstoffzelle oder einer Gasturbine. Das hat den Vorteil, dass die Verluste theoretisch geringer sind, als wenn man den Umweg über die Methanisierung geht, aber andererseits fehlt bisher eine Wasserstoff- Infrastruktur, die dem Erdgasnetz auch nur ähnelt.
Eine zweite Frage, die sich der Wasserstoffexperte Hans-Peter Waldl stellt: „Woher kommt das Kohlendioxid? Denn davon hängt auch der Prozesswirkungsgrad ganz entscheidend ab. Das wird wohl die spannendste Frage sein.“ Denn wenn man das Gas in seiner Reinform gewinnen will, indem man es aus der Luft herauswäscht, verringert man damit die Effizienz der Methanerzeugung um gut zehn Prozentpunkte auf etwa 50 Prozent. Eine andere Quelle könnten Kohlekraftwerke sein, bei denen das CO2 aus dem Rauchgas abgeschieden wird – allerdings auf Kosten der Energiebilanz des Kohlemeilers.
Biogas ein wesentlicher Faktor
Es gibt aber auch eine regenerative Methode, an das Kohlendioxid zu kommen. „Ein wesentlicher Faktor in Mitteleuropa für das Kohlendioxid werden Biogasanlagen sein“, antwortet darauf Stephan Rieke von der Firma Solar Fuel Technology, die das am ZSW und am Fraunhofer IWES entwickelte Verfahren kommerzialisieren möchte. „Das sogenannte Rohbiogas besteht zu gut 50 Prozent aus Methan und zu den anderen 50 Prozent aus CO2.“ Das kann man dann gleich für die Synthese des Solarmethans nutzen und den Wirkungsgrad verbessern. „Mit dieser breit in der Fläche vorhandenen CO2-Quelle an den rund 4.800 in Deutschland vorhandenen Biogasanlagen sind wir sehr gut aufgestellt.“
So gut, dass die Firma für das Jahr 2012 eine Versuchsanlage noch nie da gewesener Dimensionen plant: „Die Größenordnung liegt ungefähr bei zehn Megawatt; also wir werden fast 1.000-mal größer sein als diese Anlage hier in Stuttgart. Denn damit wollen wir demonstrieren, dass wir auch in energiewirtschaftlichen Dimensionen arbeiten können. Natürlich sind alle Wirkungsgradschritte immer mit Verlusten behaftet. Wenn man sich dann aber noch stärker die Systemanforderungen der Zukunft anschaut, dann bietet kaum eine andere Technologie so viel Kapazität in einem so hohen Leistungsmaßstab für so geringe Haltekosten für den Speicher in Form der vorhandenen Erdgas-Infrastruktur.“ Zwei Jahre später sollen dann die ersten serienreifen Module auf den Markt kommen, die zuverlässig Erdgas liefern, das aus der Sonne kommt.
