Der alte Gutshof Dauerthal im Landkreis Uckermark besteht aus vier Häusern. Darunter stechen zwei moderne Bürogebäude ins Auge. Das eine ist rund und mit Holz verkleidet, das andere verfügt über einen großzügigen Lichthof. Ein Gang verbindet beide Gebäude. In dieser Idylle befindet sich der Hauptsitz des Wasserstoffpioniers Enertrag. Auf dem Weg in die zehn Kilometer entfernte Stadt Prenzlau liegt das Prestigeobjekt des Projektierers von Windanlagen: ein Hybridkraftwerk. Sogar eine chinesische Delegation war bereits vor Ort, um die Anlage zu besichtigen. Durchsichtige Schläuche auf beiden Seiten führen in zwei runde, längliche Metallbehälter. Auf einem steht in blauer Schrift ein großes „O2“ für Sauerstoff und auf dem anderen ein rotes „H2“ für Wasserstoff. Der Elektrolyseur verfügt über 600 Kilowatt Leistung; er dreht den Prozess in einer Brennstoffzelle um: Strom spaltet dabei Wasser in Wasser- und Sauerstoff. Der Ökostrom kommt von drei Windenergieanlagen mit einer Leistung von 6,9 Megawatt. Zwei Blockheizkraftwerke (BHKW) verbrennen anschließend das Gasgemisch aus Biogas und Wasserstoff.
Als Enertrag-Gründer und Vorstandsvorsitzender Jörg Müller Anfang der 90er-Jahre einen Windatlas für das brandenburgische Umweltministerium erstellte, fand er heraus, dass die Uckermark ein windstarkes Fleckchen ist. Er kaufte das alte Gut, begann sein Büro einzurichten und Windkraftanlagen aufzustellen. „So begann alles“, erzählt Müller, „und nun steht die Energiewende an einer entscheidenden Schwelle.“ Ab einem Ökostromanteil von 25 bis 30 Prozent werden langfristige Speicher gebraucht. „Einen Wert von 70 Prozent Ökostrom erreichen wir nicht ohne die Power-to-Gas-Technologie“, sagt Müller.
Warum Wasserstoffspeicher?
Die derzeit vorhandene Stromspeicherkapazität in Deutschland beläuft sich bei einem jährlichen Verbrauch von etwa 617 elektrischen Terawattstunden auf nur rund 0,04 Terawattstunden. Die Speicher decken rechnerisch den Strombedarf für nicht einmal eine einzige Stunde. Der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) prognostiziert für Deutschland im Jahr 2025 bis zu 50 Terawattstunden überschüssigen Strom. Das Erdgasnetz verfügt immerhin über eine Kapazität von 120 elektrischen Terawattstunden. Deshalb braucht das Energiewendeland diese neue Speichertechnik.
Dabei ist Wasserstoff als Energieträger seit Langem bekannt: Die Brennstoffzelle wurde bereits 1839 vom Waliser William Grove erfunden. Und der französische Autor Jules Verne beschrieb den Stoff 1875 in seinem Buch „Die geheimnisvolle Insel“ als kommenden Energieträger. Wörtlich bezeichnete er Wasserstoff als „Kohle der Zukunft“. Der Traum lebt weiter und seine Realisierung rückt näher. Im Koalitionsvertrag der Großen Koalition steht auf Seite 57: „Mit den aktuellen und weiteren Demonstrationsprojekten werden wir die Technologie Schritt für Schritt weiterentwickeln, optimieren und zur Marktreife bringen.“
Akteure müssen heute ins Feld
An dieser Vision arbeitet auch der Wissenschaftler Ulrich Zuberbühler. Der Verfahrensingenieur betreut seit mehr als zehn Jahren das Thema Power to Gas (PtG) am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) in Stuttgart. Die ersten kommerziellen Anlagen kommen ab 2017 auf den Markt, prophezeit Zuberbühler. „Die Akteure müssen heute ins Feld, damit die Technologie in zehn Jahren kostengünstig zur Verfügung steht.“ Die Erzeugung von Wasserstoff ist von besonderer Bedeutung für den Prozess.
Das ZSW arbeitet exklusiv mit der Firma Etogas. Die hieß früher Solarfuel und hat eine Sechs-Megawatt-Pilotanlage für den Autobauer Audi im emsländischen Werlte gebaut. Bei den Stuttgarter Wissenschaftlern steht neben der Elektrolyse auch die Methanisierung im Fokus. Das bedeutet, dass der Wasserstoff mit Kohlendioxid aus einer Biogasanlage reagiert. Im Ergebnis entsteht ein Methangas, Hauptbestandteil des heutigen Erdgases. Bis zu 60 Prozent des Stroms können so als Gas konserviert werden. Durch die Umwandlung von Wasserstoff zu Methan gehen allerdings nochmals rund zehn Prozentpunkte des Wirkungsgrades verloren. „Das Verfahren steht nicht in Konkurrenz zu anderen Energiespeichern wie Schwungrädern, Pumpspeichern oder Batterien“, erklärt Zuberbühler. Die saisonale Speicherung über einen langen Zeitraum, das könne keine Batterie kostengünstig leisten. Der Solarstrom aus dem Sommer kann so im Herbst und Winter verbraucht werden. Im Einfamilienhaus sei die Technik zu komplex, sagt Zuberbühler, dort bliebe die Batterie konkurrenzlos. „Aber Photovoltaikanlagen ab einem Megawatt Anschlussleistung kommen für die Überschussspeicherung in Betracht.“
Zwei Varianten der Elektrolyse
Für eine gesamte PtG-Anlage liegen die Kosten derzeit bei 3.000 Euro pro Kilowatt elektrischer Anschlussleistung, unter 1.000 Euro müssen angepeilt werden, rechnet Zuberbühler vor. Elektrolyseure sind Herz und Achillesferse der Technologie zugleich. Es gibt zwei Varianten: die alkalische und die PEM-Elektrolyse. Das Kürzel steht für Elektrolysezellen mit einer Protonen-Austausch-Membran.
Das ZSW arbeitet an der alkalischen Druckelektrolyse ohne Verdichter. Für Anlagen im Megawattbereich werden größere Zellen und der Übergang von Hand- auf Industriefertigung nötig sein. Bei der Elektrolyse liegen die Kosten bei 1.000 Euro pro Kilowatt. Die Technik muss 300 Euro schaffen.
Das Hybridkraftwerk in Prenzlau hat inklusive Gasleitung insgesamt 21 Millionen Euro gekostet. Rund drei Millionen Fördermittel erhielt das Unternehmen. Die industriellen Partner Deutsche Bahn und Vattenfall haben je eine halbe Million Euro investiert. „Als wir 2006 angefangen haben, gab es keine fertigen Elektrolyseure am Markt. Deshalb haben wir selbst einen entwickelt“, sagt Enertrag-Chef Müller. Nun führt das Unternehmen McPhy die Entwicklung fort. Die Franzosen haben die Enertrag-Sparte im September 2013 übernommen und neues Risikokapital bei Geldgebern eingesammelt. Enertrag setzt als Mittelständler nur noch auf die Energieerzeugung. „Anlagenbau ist nicht unser Kerngeschäft“, unterstreicht Müller.
Noch fehlt der Absatzmarkt
Enertrag liefert mittlerweile regelmäßig Wasserstoff für die Tankstelle von Total in Berlin – hier sieht Enertrag auch zünftig sein Hauptgeschäft. Die Einspeisung ins Erdgasnetz ist vorerst nur ein Nebenerwerb. „Was bislang fehlt, ist der Absatzmarkt für Wasserstoff“, sagt Müller. Aufgrund der strengen Abgasvorschriften tanken heute zwar viele Gabelstapler Wasserstoff. Er empfiehlt der Bundesregierung jedoch dringend, nicht nur auf Elektromobilität mit Batterien zu setzen, sondern auf die Brennstoffzelle. Sein Unternehmen setzt bei der Wasserstoffproduktion auf die alkalische Elektrolyse. „Im Prinzip ist das ein großer Edelstahltopf mit Wasser“, verbildlicht Müller.
Der Preis könnte bei 15 Cent pro Kilowattstunde liegen – heute seien es noch 30 Cent. Sechs Euro kostet ein Kilo Wasserstoff, das 30 Kilowattstunden Energie entspricht. An der Tankstelle wäre ein Kilo dann für neun Euro zu haben. Damit kann ein Auto bis zu 150 Kilometer fahren. „Bei der Mobilität sind wir mit Diesel- und Benzinfahrzeugen konkurrenzfähig “, sagt Müller. Autobauer sollten verpflichtet werden, die Gastanks für einen Wasserstoffanteil von fünf bis zehn Prozent zu bauen, fordert Müller. Denn technisch sei das kein Problem, nur umrüsten können die Mechaniker die Fahrzeuge nicht.
„Die Wasserstoffmenge, die wir einspeisen, gibt derzeit das Gasnetz vor“, erklärt Müller weiter . Die Grenze liegt am Einspeisepunkt bei zwei Prozent. Über Messwerte werde das Methanvolumen genau erfasst. Aus rund 1,8 Millionen Kilowattstunden Ökostrom kann Enertrag am Standort bei Prenzlau 400.000 Kubikmeter der neuen Kohle produzieren. Der Energieversorger Greenpeace Energie aus Hamburg beliefert damit rund 8.000 Kunden, die bereit sind, die neue Technologie mit einem Obolus von 0,4 Cent pro Kilowattstunde zu fördern.
Rückverstromung gilt als kritsch
Bei der Umwandlung von Strom in Gas können immerhin 80 Prozent genutzt werden. Wenn die Wärme mitgenutzt werde, seien es sogar 90 Prozent. Rückverstromung steht dabei aber nicht auf der Tagesordnung. Bei dem Thema könnte Müller an die Decke gehen. Denn Wasserstoff kann genau wie Erdgas eine Turbine oder ein BHKW antreiben, um Strom zu produzieren. In Deutschland gebe es in fast jeder Viertelstunde zu viel Energie. „Vor 2040 stehe eine Rückverstromung nicht an. “ Allerdings verspricht nur eine Umwandlung in Strom und Wärme ein tragendes Geschäftsmodell zu werden. Strom ist eben das hochwertigere Produkt.
In einem Eckpunktepapier der PtG-Strategieplattform, die bei der Deutschen Energieagentur (Dena) angesiedelt ist, heißt es: „Power to Gas bietet einen mehrheitsübergreifenden Lösungsansatz zur Systemintegration regenerativer Energieerzeugung.“ Neben Enertrag und GP Joule sind auch die Konzerne Eon, Bosch, Evonik sowie GDF Suez und Wingas Mitglieder. Ziel sei ein Anlagevolumen von einem Gigawatt installierter Leistung bis 2022.
Zudem könne die Technologie helfen, die Systemintegration von Sonnen- und Windstrom zu unterstützen, wenn der Netzausbau hinterherhinke, heißt es in dem Papier.
Der Stadtwerkeverbund Thüga mit Sitz in München ist ebenfalls bei der Strategieplattform der Dena an Bord. Demnächst soll die neue PtG-Anlage in Frankfurt am Main den Betrieb aufnehmen. Die Thüga setzt dabei auf die PEM-Elektrolyse vom Unternehmen ITM Power aus Sheffield. Bauingenieur Günter Walther leitet die Abteilung Netzstrategie bei der Thüga. „Das PEM-Verfahren ist zwar noch nicht so weit entwickelt wie die alkalische Variante, aber der PEM-Elektrolyseur kann auch schneller auf die veränderten Lastzustände im Stromnetz reagieren“, erklärt er.
Zudem beanspruche die kompaktere Bauweise weniger Raum bei der Installation. Die Anlage speist direkt ins Verteilnetz des regionalen Gasnetzbetreibers ein. Das Unternehmen Erdgas Schwaben kauft und vertreibt das Gas bilanziell. Auch hier gilt die Zwei-Prozent-Einspeisehürde. Denn Wasserstoff verdünnt das Gas, da der Heizwert pro Volumen geringer ist als bei Methan. Es gibt 13 Partnerunternehmen, die langfristig von den Erfahrungen der Pilotanlage profitieren wollen.
Hinderliche Zwei-Prozent-Hürde
Der Wirkungsgrad der Pilotanlage liegt bei 67 Prozent bei einer installierten Leistung von 320 elektrischen Kilowatt. 60 Kubikmeter Wasserstoff werden pro Stunde erzeugt und 3.000 Kubikmeter Gas ohne Verdichtung mit 3,5 Bar ins Netz eingespeist. Die Testphase läuft bis 2016. Eine größere Anlage sei noch nicht geplant. Die Thüga wolle die Entwicklung der Technologie weiter beobachten.
Neben der Thüga und dem Siemens-Konzern setzt auch die nordfriesische Firma GP Joule auf die PEM-Elektrolyse. Sie verfolgt ihr eigenes Konzept des Stromlückenfüllers, der eine effiziente Rückverstromung ermöglichen soll. Bereits bestehende Biogasanlagen könnten dabei um die Elektrolyseeinheit der Tochterfirma H-Tec Systems ergänzt werden. „Der Wasserstoff kann dann im Verhältnis 30 zu 70 gemeinsam mit Biogas in einem Blockheizkraftwerk verbrennen“, erklärt Geschäftsführer Ove Petersen, einer der beiden Gründer von GP Joule. Das Projekt kostet insgesamt sechs Millionen Euro und erhält zwei Millionen Euro Förderung von Bundesumweltministerium. Auf der Elektrolyse liegt der Fokus von GP Joule. „Es ist absehbar, dass unsere Elektrolyseeinheit in rund drei Jahren für unter zehn Cent pro Kilowattstunde Strom speichert“, sagt Petersen. In den nächsten sechs Jahren soll der Preis unter fünf Cent liegen. „Da kommen wir in einen hochinteressanten Bereich.“
Stromlücken füllen
Gesetzlich braucht es mehr Druck, sodass die Einspeisung ins Gasnetz vorangetrieben wird. Erneuerbarer Überschussstrom muss sich zu Strom und Wärme ohne Sonderlasten umwandeln lassen. Da hakt es momentan noch.
Derzeit werden für diesen Strom die Abgabelast der Stromsteuer, KWK- und EEG-Umlage erhoben. „Die Endverbraucher mit einer Steuer zu belasten ist generell sinnvoll. Aber nur die wirklichen Verbraucher sollten sie zahlen müssen“, meint Petersen. Pumpspeicher sind von diesen Abgaben deshalb auch befreit. Speicher müssten ökonomisch betrieben werden können. Regionale Netznutzungsgebühren sollten entfallen, da das Netz nicht belastet, sondern eher entlastet werde, argumentiert Petersen. „Wir wollen keine weiteren Subventionen, sondern nur eine Gleichstellung.“ Bei der Rückverstromung sei es zudem schwer, nachzuweisen, welcher Strom für die Gasherstellung verwendet wurde. Eine einheitliche Vergütung wäre demnach sinnvoll.
Auf Gut Dauerthal gibt es dazu eine klare Haltung: Technisch sei die Methanisierung ein überflüssiger Schritt, resümiert Enertrag-Chef Müller. „Dennoch bin ich froh, dass einige auch diesen Weg gehen – damit sind wir noch mehr“, frohlockt er. Die Hürde für den Wasserstoffanteil bis 2022 zu kippen, werde nicht leicht. „Bis dahin gibt es immer noch Erdgasautos, die nur zwei Prozent vertragen.“
Jules Verne
Wasser, die unerschöpfliche Quelle
Seiner Zeit voraus: Jules Verne beschrieb Wasserstoff in seinem Buch „Die geheimnisvolle Insel“ von 1875 als „Kohle der Zukunft“. Der genaue Wortlaut der Passage: „Was werden wir später einmal statt Kohle verbrennen?“, fragte der Seemann. „Wasser“, antwortete Smith. „Wasserstoff und Sauerstoff werden für sich oder zusammen zu einer unerschöpflichen Quelle von Wärme und Licht werden, von einer Intensität, die die Kohle überhaupt nicht haben könnte; das Wasser ist die Kohle der Zukunft.“
MGM-Studie
Power to Gas zuerst bei Autos
Innovationen wie die Power-to-Gas-Technologie (PtG-Technologie) können in unserem zukünftigen Energiesystem eine entscheidende Rolle spielen. Zu diesem Schluss kommt eine Studie der Hamburger Managementberatung MGM Consulting Partners. Sie ist in Zusammenarbeit mit der Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg entstanden und wurde Ende September 2013 veröffentlicht. PtG-Anwendungen haben demnach aufgrund der vielseitigen Einsatzmöglichkeiten und des enormen Speicherpotenzials besonders gute Aussichten, heißt es in dem Papier. „Sobald ein entsprechender Rechtsrahmen Anreize schafft, können innovative Marktakteure interessante Geschäftsmodelle entwickeln.“ Die Technologie werde sich unabhängig davon aufgrund der Mobilitätsanwendungen zügig weiterentwickeln, so weiter. Unter anderem eröffnete Autobauer Audi im Juni 2013 seine PtG-Anlage im niedersächsischen Welte. In einer Umfrage unter 30 Branchenexperten wurden Potenziale und mögliche Entwicklungen der PtG-Technologie untersucht. Mithilfe dieses Verfahrens wird überschüssiger Strom beispielsweise aus Windanlagen genutzt, um Wasserstoff zu erzeugen. Der Wasserstoff wird anschließend direkt oder nach einer Reaktion mit Kohlendioxid als Erdgassubstitut (SNG) ins Erdgasnetz eingespeist oder gespeichert. „Kommerzielle PtG-Anlagen werden zunächst für kohlendioxidneutrale Mobilität genutzt und können bereits ab 2020 verfügbar sein“, sagt Matthias Daumann, Senior Berater bei MGM Consulting Partners. Langfristig werden sich demnach zwei unterschiedliche Anwendungen und Geschäftsmodelle durchsetzen: großtechnische PtG-Anlagen im windreichen Norden Deutschlands für die Netzstabilisierung sowie Anlagen kleinerer bis mittlerer Leistung für die dezentrale Energieversorgung und technische Anwendungen.
Das Hybridkraftwerk in Prenzlau hat insgesamt 21 Millionen Euro gekostet. Rund drei Millionen Fördermittel erhielt Enertrag dafür. Links im Bild sind die Wasserstoffspeicher, rechts ist der Elektrolyseur zu sehen.
Die Speicherkosten für verschiedene Medien im direkten Vergleich zeigen: Nur bei Wasserstoff bleiben die Kosten über den Zeitraum der Speicherung relativ konstant. Andere Kurven gehen steil in die Höhe.
Power to Gas: Sonnen- und Windstrom spaltet Wasser in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff. Durch eine spätere Reaktion mit Kohlendioxid (CO2) aus Biogasanlagen entsteht Methangas (CH4).
Einer der beide Gründer von GP Joule: Ove Petersen. Er setzt mit seiner Firma auf das Konzept des Stromlückenfüllers.
Stichleitung ins Erdgasnetz: Susanne Grabler, Vorstand von Greenpeace Energy, und Enertrag-Chef Jörg Müller Ende Oktober 2013 beim Spatenstich in Prenzlau.
