Power to Liquid

Als Power-to-Gas (kurz PtG oder P2G) wird ein chemischer Prozess bezeichnet, in dem mittels Wasserelektrolyse mit teilweise nachgeschalter Methanisierung unter dem Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien (EE) hergestellt ein Brenngas wird. Das so erzeugte Gas wird auch als EE-Gas bezeichnet. Je nach Art der eingesetzten erneuerbaren Energie wird das Gas auch Windgas, Solargas oder ähnlich genannt, je nach chemischer Zusammensetzung des Gases wird statt des Begriffes „Gas“ auch „Methan“ oder „Wasserstoff“ verwendet.

Power-to-Gas- und Power-to-Liquid-Konzepte

Power to Gas

Schematische Darstellung eines Wind-to-Gas-Hybridkraftwerkes (integrierte elektrolytische Wasserstoffherstellung ohne nachfolgende Methanisierung)

Eine mögliche Definition von Power to Gas lautet:

„Der Begriff Power-to-Gas steht für ein Konzept, bei dem überschüssiger Strom dazu verwendet wird, per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid (CO₂) in synthetisches Methan umzuwandeln. Als Speicher für dieses Methan und bis zu einem gewissen Volumenanteil auch des elementaren Wasserstoffs könnte die bestehende Erdgasinfrastruktur, also das Gasnetz mit den angeschlossenen Untertagespeichern, verwendet werden.“

Power-to-Gas bezeichnet also die Umwandlung erneuerbarer Energien und deren Speicherung im verfügbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase.

Die halbstaatliche Deutsche Energie-Agentur (dena) unterhält zu den Verfahren zur Erzeugung von EE-Gas seit Oktober 2011 eigens eine Strategieplattform unter dem Titel Power to Gas.

In der Online-Ausgabe des Manager Magazins vom 26. März 2012 wird Power-to-Gas als neue Technologie bezeichnet, deren Modell bestechend einfach klinge, da in den 450.000 Kilometer langen Gasleitungen und etwa 47 Erdgasspeichern in Deutschland schon heute Platz für 23,5 Milliarden Kubikmeter (m³) Gas sei, der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32,5 Milliarden m³ erhöhen soll.

EE-Gas-Gewinnung

Elektrolyse von Wasser

Dem synthetisch hergestellten Methangas wird auf Grund seiner Speicherfähigkeit eine besondere Rolle im Bereich der regenerativen Energien zugeschrieben. Wie synthetisches Erdgas kann es in das bereits vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden und ermöglicht so die Speicherung und den Transport der Energie zum Verbraucher und kann so das elektrische Netz entlasten. Ausgangsmaterialien für die Herstellung dieses EE-Gases sind Wasser und Kohlenstoffdioxid, welche in Zeiten überschüssiger erneuerbarer Energie unter anderem zur Netzstabilisierung mittels Wasserelektrolyse in Wasserstoff und anschließend per Methanisierung in Methan umgewandelt werden.

Elektrolyse

Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser erzeugt und möglichst direkt in das Gasnetz eingespeist (die derzeit zulässige Obergrenze für die Wasserstoffkonzentration im deutschen Erdgasnetz beträgt 5 Volumenprozent, im Stadtgasnetz waren etwa 50 % Wasserstoff enthalten) oder in Großspeichern wie Salzkavernen zwischengespeichert. Die zur Elektrolyse benötigte elektrische Energie wird mittels einer Windkraftanlage oder durch Solarzellen erzeugt.

Bei der Erzeugung von Wasserstoff als EE-Gas durch Wasserelektrolyse läuft folgende chemische Reaktion ab:

$\mathrm {2\;H_{2}O+Energie\leftrightharpoons 2\;H_{2}+O_{2}}$

Zwei Wassermoleküle (H₂O) werden in zwei Wasserstoffmoleküle (H₂) und ein Sauerstoffmolekül (O₂) aufgespalten.

Methanisierung

Alternativ kann der Wasserstoff zusammen mit Kohlenstoffdioxid in Methangas umgewandelt werden, das bis zu 100 % in das Gasnetz eingespeist oder in Gasspeichern gelagert werden kann.

Bei der Erzeugung von Methan als EE-Gas läuft folgende Reaktion ab:

$\mathrm {4\;H_{2}+CO_{2}\rightarrow CH_{4}+2\;H_{2}O} \qquad \Delta H_{\mathrm {R} }=-164{,}9\,\mathrm {kJ/mol}$

Dabei beschreibt $\Delta H_{\mathrm {R} }$ die bei dieser endothermen Reaktion freiwerdende Reaktionsenthalpie. Die Reaktion läuft dabei in zwei Teilreaktionen ab:

(1) $\mathrm {H_{2}+CO_{2}\rightarrow CO+H_{2}O} \qquad \Delta H_{\mathrm {R} }=+41{,}5\,\mathrm {kJ/mol}$

(2) $\mathrm {3\;H_{2}+CO\rightarrow CH_{4}+H_{2}O} \qquad \Delta H_{\mathrm {R} }=-206{,}4\,\mathrm {kJ/mol}$

In der ersten Teilreaktion wird der per Elektrolyse erzeugte Wasserstoff ($H_{2}$) reagiert zunächst in einer inversen Wassergas-Shift-Reaktion mit Kohlenstoffdioxid ($CO_{2}$) zu Kohlenmonoxid ($CO$) und Wasser ($H_{2}O$). In der zweiten Teilreaktion reagieren das im ersten Schritt entstandene Kohlenmonoxid mit weiterem Wasserstoff zu Methan ($CH_{4}$) und wiederum Wasser. Bei dieser zweiten Teilreaktion handelt es sich um eine Variante der Fischer-Tropsch-Synthese.

Mögliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energieträgern befeuerte Kraftwerke, Biogasanlagen, Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft. Auch Kläranlagen bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an. Zwei Verbundeffekte ergeben sich jedoch bei der Kombination mit einer Biogasanlage. Zum einen kann der Einspeisepunkt in das Erdgasnetz gemeinsam genutzt werden, zum anderen enthält Rohbiogas neben Methan als Hauptbestandteil erhebliche Mengen CO₂. Letzteres müsste vor der Einspeisung abgetrennt werden, wie auch bei der Herstellung von Biomethan als Biokraftstoff. Dieser Schritt kann durch Methanisierung eingespart werden. Das schon vorhandene Methan stört dabei nicht, wohl aber Spuren von Schwefelwasserstoff, die für diese Nutzung abgetrennt werden müssen, etwa durch Aktivkohle. Ein oxidatives Verfahren, wie bei der Rauchgasentschwefelung wäre ungeeignet, da der notwendige Lufteintrag den Ertrag schmälern würde.

Während Wasserstoff als EE-Gas lediglich der Elektrolyse bedarf, laufen die meisten Verfahren zur EE-Gas-Produktion in Form von Methan chemisch ab und erfordern einen hohen Druck, eine hohe Temperatur, CO₂-Konzentration und -Reinheit. Es gibt auch die Möglichkeit, die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von Archaeen durchzuführen. Durch die hohe Selektivität der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden.

Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung

Bei der Umsetzung von Power-to-Gas werden in der Fachwelt derzeit verschiedene Probleme diskutiert.

Laut dem Gasnetzbetreiber Ontras kann Wasserstoff im Gas in hohen Konzentrationen die Leitungen beschädigen und teure Nachrüstungen notwendig machen. Preiswerter wäre es, ihn vorher durch Zugabe von Kohlenstoffdioxid zu Methan weiterzuverarbeiten. Andererseits ist bisher das Gewinnen von CO₂ aus Luft oder industriellen Quellen noch zu kostspielig, um sich zu rentieren. Eine Tonne CO₂ aufzufangen kostet bis zu 500 Euro.

Die unerwünschten Korrosions-Effekte treten vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, welche heutzutage in der Regel im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was auf Basis mehrerer Studien belegt wurde.

Die Bundesnetzagentur vertritt die Meinung, dass sowohl der Wasserstoff prioritär auf der Ebene der Übertragungsnetze wie auch die Methanisierung auf der Ebene der Gasverteilnetze eine Zukunft haben. Gegen eine zu hohe Wasserstoffkonzentrationen sprechen letztendlich nicht nur mögliche Materialschäden an Gasleitungen, Verdichtern und anderen gastechnischen Anlagen, sondern vor allem sicherheitstechnische Fragen zur Vermeidung einer Knallgasreaktion.

Weiterhin ist umstritten, wie schnell die Einspeisegrenzen (heute direkt maximal 5 % Wasserstoffanteil oder auch wieder herkömmlich als Stadtgas mit 51%) erreicht werden. Bei der Methanisierung wiederum wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb man derzeit von einem Energieverlust bei der Rückverstromung von 50 bis 67 Prozent ausgeht. Dazu wird in der Online Ausgabe des Manager Magazins vorgerechnet, dass ein sich ergebender EE-Gaspreis von 80 Euro pro Megawattstunde drei mal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre. Als wirtschaftlich vielversprechendere alternative Speichermöglichkeit werden Druckluftspeicherkraftwerke ins Gespräch gebracht.

Einspeisepunkte für EE-Gas

EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle ins Erdgasnetz eingespeist werden . Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen , bieten sich beispielsweise auch eine Einspeisung im Bereich existierender oder neu geschaffener Gasversorgungsbauwerke, wozu unter anderem Gaswerke, Gaskraftwerke, Hybridkraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Verdichterstationen oder auch die Gasometer genannten Gasbehälter zählen, als Einspeisepunkte an. Auch eine Verknüpfung der Einspeisung mit vorhandenen Biogasanlagen ist generell denkbar.

Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes

Eine große Bedeutung bei der Nutzung von EE-Gas wird der Möglichkeit der Speicherung des Wasserstoff- bzw. Methangases in einem bereits vorhandenen Erdgasnetz zugerechnet.

Laut Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) benötigt Deutschland im Jahr 2050, wenn laut Bundesregierung 80 % des elektrischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen sollen, zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne, Speicherkapazitäten von 30 Terawattstunden (TWh). Demgegenüber wurde die Speicherkapazität der Erdgasspeicher im deutschen Erdgasnetz im April 2010 vom Fraunhofer-IWES mit über 200 TWh angegeben, was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht.

Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von 0,04 TWh und sind für eine Nutzungsdauer im Stundenbereich ausgelegt. Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich höheren Wirkungsgrad (zwischen 70 % und 85 %), die Wirtschaftlichkeit wird aber auch durch die erheblichen Investitionskosten und den Flächenverbrauch bestimmt. Die installierte Leistung wird ausgebaut, kann aber in Deutschland aufgrund topographischer wie auch politischer Gründe nicht in die Größenordnung der Speicherfähigkeit des Erdgasnetzes kommen. Großes Potential für Speicherkapazitäten existiert dagegen in Nordeuropa. In Norwegen gibt es z.B. für Speicherwasserkraftwerke nutzbare Reservoire mit einer potentiellen Speicherkapazität von insgesamt etwa 84 TWh, in Schweden von ca. 34 TWh. Diese Speicherkapazität liegt in einer ähnlichen Größe wie die Speicherkapazität des deutschen Gasnetzes.

Power to Liquid

In der Fachwelt wurde inzwischen auch der Begriff Power to Liquid (Energieumwandlung in Flüssigkeit) eingeführt, da durch Einsatz größerer Energie technisch auch ein Verflüssigen von EE-Gas und damit ein möglicherweise einfacherer Transport als Flüssiggas möglich ist.

Eine etwas andere Verwendung des Begriffes Power to Liquid, der ebenfalls im Zusammenhang mit erneuerbaren Energien steht, findet man im Scientific American, wo Ende März 2012 ein Artikel mit dem Titel Mikroben helfen bei der Umwandlung von Solarenergie in flüssigen Treibstoff (Solar Power to Liquid Fuel) erschienen ist. Darin wird ein integrated electro-microbial bioreactor, zu Deutsch etwa Integrierter elektro-mikrobieller Bioreaktor beschrieben, der in der Lage sein soll, mit Hilfe von gentechnisch veränderten Ralstonia eutropha verschiedene flüssige Butanole wie beispielsweise 1-Butanol zu erzeugen, die sich als Kraftstoff eignen.

Eine dritte Definition von Power to Liquid beruht auf der Erzeugung von Synthesegas (CO und H₂) und der anschließenden Synthese von langkettigen, flüssigen und festen Kohlenwasserstoffen (z.B. Benzin, Kerosin, Diesel und Wachse), auch für Biokraftstoffe. Für die Synthese kann u.a. das Fischer-Tropsch-Verfahren eingesetzt werden. Ausgangsstoffe für das Gesamtverfahren sind Wasser, CO₂ und elektrische Energie (sinnvollerweise aus erneuerbaren Quellen). Ein entsprechender Prozess wird derzeit von der sunfire GmbH in Dresden entwickelt und anschließend mit einer Testanlage demonstriert.

Verwendung von EE-Gas

Wirkungsgrad je nach Verwendung des Stroms
(ggf. Methanisierung von Biogas)

Weg	Wirkungsgrad	Anmerkung
Strom → Gas
Wasserstoff	54–72 %	mit 200 bar komprimiert
Methan (SNG)	49–64 %
Wasserstoff	57–73 %	mit 80 bar komprimiert (Erdgasleitung)
Methan (SNG)	50–64 %
Wasserstoff	64–77 %	ohne Kompression
Methan (SNG)	51–65 %
Strom → Gas → Strom
Wasserstoff	34–44 %	mit 80 bar komprimiert und zu 60 % verstromt
Methan (SNG)	30–38 %
Strom → Gas → Strom & Wärme (KWK)
Wasserstoff	48–62 %	mit 80 bar komprimiert und Strom/Wärme anteilig 40/45 %
Methan (SNG)	43–54 %

Für Wasserstoff und Methan bieten sich unterschiedliche Einsatzmöglichkeiten an. Da Erdgas zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, kann Erdgas in vielen Fällen durch Methan aus Power-to-Gas-Anlagen ersetzt werden. Die Power-to-Gas-Technologie lässt sich somit für viele Anwendungen einsetzen und verbindet somit Märkte für elektrischen Strom, Wärme und Mobilität miteinander.

Erzeugung elektrischer Energie

Die chemische Energie von EE-Gas kann bei Bedarf in elektrische Energie umgewandelt werden. Es kann in unterschiedlichen Arten von Gaskraftwerken und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt werden. Wird EE-Gas als Stromspeicher eingesetzt, dann beträgt der Wirkungsgrad von Strom zu Strom zwischen 30 % und 44 %. Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von 43 % bis 62 % erreichbar.

Energietransport

Mit EE-Gas können sehr hohe Leistungen transportiert werden. Große Erdgasleitungen können Leistungen von 70 GW_{th transportieren, eine Hochspannungsleitung bestehend aus einem 380-kV-Doppelsystem hingegen nur etwa 3,5 GWel.}

Wärme

Wie Erdgas heute kann EE-Gas für die Wärmebereitstellung z.B. zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden.

Mobilität

Methanzapfsäule in Italien

EE-Gas kann in Brennstoffzellenfahrzeugen oder auch zum Antrieb von Gasfahrzeugen mit Verbrennungsmotor eingesetzt werden. Eine wichtige Anwendung von EE-Gas in Form von EE-Wasserstoff wird möglicherweise die Mobilität in Form von Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge sein. Dies erklärt sich aus folgenden Gründen:

• Die Gewinnung von EE-Wasserstoff erfolgt in Zeiten hohen Energieangebotes aus Wind- bzw. Solarenergie mit dem Ziel, Energie aus dem elektrischen System herauszutransferieren: Eine Rückführung dieser Energie in das elektrische System ist mit hohen Verlusten verbunden und sollte unterbleiben bzw. Engpasszeiten (zu wenig Stromangebot) vorbehalten bleiben.
• Die Nutzung von EE-Wasserstoff in der Mobilität erzielt mit ca. 50 % den höchsten Wirkungsgrad und den besten wirtschaftlichen Effekt – letzteres insbesondere, weil Brennstoffzellenfahrzeuge nur etwa 10–20 kWh Energie (ca. 0,35–0,7 kg Wasserstoff) auf 100 km benötigen. Während Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren etwa 50–150 kWh Primärenergie auf 100 km benötigen, verbrauchen Brennstoffzellenfahrzeuge damit auch unter Berücksichtigung der Umwandlungsverluste zu Wasserstoff nur ca. 30 kWh primären Wind- oder Solarstromes. Bei Einsatz von Windstrom im Wert von ca. 0,10 €/kWh sind Windwasserstoffpreise von ca. 8 €/kg erzielbar, was etwa 0,27 €/kWh entspricht. Somit sind Treibstoffkosten von 8 bis 16 € pro 100 km erzielbar, was mit heutigen Kosten vergleichbar ist.
• Während Erdöl immer knapper und teurer wird, sinken die Preise für Wind- und Solarstrom ständig. Es werden immer mehr Windkraft- und Solaranlagen errichtet, so dass es immer häufiger zu einem Überangebot von Strom kommt. Diese Energie steht damit preisgünstig für die Mobilität bereit. Gleichzeitig dient die Integration von Wasserstoff-Elektrolyseuren in die elektrischen Energieversorgungssysteme der Entlastung der Leitungen und der Netzstabilität, denn Elektrolyseure können als regelbare Last eingesetzt werden.

Geplante und realisierte Power-to-Gas-Anlagen

Anlagen in Deutschland

Power-to-Gas-Anlagen am ZSW

Eine erste Pilotanlage mit einer Leistung von 25 kW zur Produktion von Methan nach dem Power-to-Gas-Verfahren wurde im November 2009 in Stuttgart am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) unter Beteiligung des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und des Unternehmens SolarFuel (heute ETOGAS GmbH) in Betrieb genommen. Die technische Grundlagenentwicklung wurde von den Forschungsinstituten ZSW und IWES durchgeführt. Als CO₂-Quelle dient Umgebungsluft, der Wirkungsgrad der Anlage beträgt 40 %.

Test in der Energielandschaft Morbach

Im März 2011 wurde die 25-kW-Windgasanlage von Juwi und SolarFuel in der Energielandschaft Morbach im Hunsrück installiert und dort für einige Wochen getestet. Dieser Test kombinierte eine Windgasanlage, einen Windpark und eine Biogasanlage. Bei der Umwandlung von Strom in Methan erreicht die Anlage einen Wirkungsgrad von über 60 Prozent.

250-kW-Anlage

Im Oktober 2012 ging eine mit 250 kW Leistung zehnmal so große – zum Zeitpunkt die weltgrößte Power-to-Gas-Anlage – in den Betrieb.

Hybridkraftwerk von Enertrag

→ Hauptartikel: Kraftwerk Prenzlau

Biogasanlage, Gastank und Windrad des Hybridkraftwerks Prenzlau von Enertrag

Das Unternehmen Enertrag betreibt eine Pilotanlage, ein im März 2012 in den Normalbetrieb gegangenes Hybridkraftwerk in der Uckermark nördlich von Prenzlau (Brandenburg), das Wasserstoff als Zwischenspeicher nutzt. Gespeist wird die Anlage, die im Oktober 2011 erstmals in Betrieb ging, von insgesamt drei Windturbinen mit je zwei Megawatt. Die Leistung des Elektrolyseurs beträgt 500 kW bei ca. 75 % Wirkungsgrad.

Kooperationen von Greenpeace Energy mit Enertrag

Wikipedia:WikiProjekt Ereignisse/Vergangenheit/2012

Der Energieversorger Greenpeace Energy bietet seit dem 1. Oktober 2011 als Wiederverkäufer einen Windgas-Tarif an, der einen Förderbeitrag von 0,4 Euro-Cent pro Kilowattstunde für Windgasanlagen enthält und von derzeit 6.000 Kunden subventioniert wird. Da Greenpeace Energy über keinen Elektrolyseur verfügt, hat das Unternehmen im Januar 2012 einen Abnahmevertrag zum Bezug von Wasserstoff von der Firma Enertrag unterzeichnet. Anfangs wird Enertrag reines Erdgas liefern, dem nach Anschluss des Hybridkraftwerkes an das Gasnetz, geplant spätestens im vierten Quartal 2012, ein steigender Anteil an Wasserstoff-Windgas (höchstens jedoch 5 %, was der derzeit zulässigen Höchstgrenze entspricht) beigemischt werden soll.

Nach derzeitigem Planungsstand (März 2012) wird die Einspeisung von „Windgas“ in das Gasnetz durch die Enertrag-Pilotanlage in der Uckermark erfolgen. Noch 2012 plant Greenpeace bis zu 130.000 Kubikmeter EE-Gas (umgerechnet 400 Megawattstunden (MWh)) von Enertrag zu beziehen. Im Folgejahr soll die Abnahmemenge verdreifacht werden, wobei das EE-Gas dann bilanziell zur Versorgung von etwa 350 durchschnittlichen Haushalten ausreichen soll.

Planungen zur Errichtung einer eigenen Greenpeace-Anlage zur Erzeugung von Windgas wurden vom Aufsichtsrat Ende 2012 jedoch einstimmig abgelehnt. Hintergrund seien die gegenwärtige Vollvergütung bzw. die EEG-Entschädigungszahlungen auch für nicht einspeisefähigen Wind-Spitzenlaststrom, was zumindest aus ökonomischer Sicht für Energieerzeuger derzeit keine Windgas-Anlagen zwingend nötig macht und dem Windgas-Konzept dadurch entgegen laufe.

Enertrag, TOTAL und Vattenfall

Dieselbe Enertrag-Anlage dient auch der TOTAL Deutschland GmbH als Lieferant einer Wind-Wasserstofftankstelle in der Heidestraße in Berlin-Mitte, die seit dem 18. April 2012 im Rahmen des Wasserstoffprojekts Clean Energy Partnership (CEP) zunächst 50 und bis Ende des laufenden Jahres laut Bundesverband Windenergie dann 100 Brennstoffzellen-Fahrzeuge mit Wasserstoff versorgen soll. Weiterhin ist die Anlage auch Teil einer Kooperation zwischen Enertrag, TOTAL und der Vattenfall Europe Innovation GmbH zum Thema erneuerbare Energien.

Audi-Power-to-Gas-Anlage in Werlte

Im Auftrag der Audi AG errichtete die ETOGAS GmbH in Werlte neben einer bestehenden Biogasanlage eine industrielle Pilotanlage zur Umwandlung von Ökostromüberschüssen in erneuerbares Erdgas, von Audi „e-gas“ genannt. Hierbei wird zur Methanisiserung neben dem aus regenerativen Quellen gewonnen Wasserstoff auch regeneratives CO₂ aus einer von MT-BIoMethan gelieferten Biogasaufbereitungsanlage eingesetzt. Die 6 Megawattanlage soll 1,4 Millionen Kubikmeter in Erdgas-Normqualität pro Jahr produzieren. Die Anlage wurde am 25. Juni 2013 eingeweiht und soll im Herbst 2013^[veraltet] ihren Probebetrieb abgeschlossen haben.

E.ON-Anlage in Falkenhagen (Brandenburg)

In Falkenhagen in der brandenburgischen Prignitz hat der Energiekonzern E.ON im Juni 2013 erstmals im Testlauf einer Pilotanlage aus Windkraft erzeugten Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Insgesamt wurden in dem eine Stunde dauernden Test rund 160 Kubikmeter Wasserstoff erzeugt und eingespeist. Damit hat E.on die gesamte Prozesskette von der Stromaufnahme bis hin zur Einspeisung des Wasserstoffs zum ersten Mal mit Erfolg praktisch umgesetzt. Im August 2013 soll die komplette Inbetriebnahme der Pilotanlage erfolgen. Dann sollen mittels Alkali-Elektrolyse rund 360 Normkubikmeter Wasserstoff produziert pro Stunde werden.

Weitere Planungen für Power-to-Gas-Anlagen

Zu den ersten Anwendern der Windgas-Technologie gehören neben Enertrag auch WIND-projekt und sunfire GmbH Power to Liquid). WIND-projekt errichtet derzeit (Stand Januar 2012) im Windpark Werder/Kessin eine Elektrolyse-Anlage mit 1000 kW geplanter Leistung.

Im Energiepark Mainz soll bis 2015^[veraltet] ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 6 MW entstehen. Das Forschungsprojekt wird u.a. vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Beteiligt sind die Hochschule RheinMain sowie die Unternehmen Siemens, Linde und die Stadtwerke Mainz.

Laut Manager Magazins interessieren sich auch Enercon und einige Stadtwerke für die Power-to-Gas-Technologie. Als Argument dafür, dass sich inzwischen auch Gasversorger für die Technik interessieren, wird unter anderem der rückgängige Gasbedarf zum Heizen auf Grund verbesserter Isolierung von Gebäuden angeführt.

Anlagen außerhalb Deutschlands

Versorgung von Utsira in Norwegen

→ Hauptartikel: Utsira#Stromversorgung

Bereits seit 2004 wird die norwegische Insel Utsira von Windkraftanlagen sowie einem Speichersystem bestehend aus Elektrolyseur, Druckspeicher, Brennstoffzelle und Wasserstoffturbine mit Strom versorgt.

Demonstrationsanlage in Fouloum, Dänemark

Die Universität Aarhus, das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), Erdgas Zürich sowie weitere dänische und deutsche Akteure engagieren sich für eine Demonstrationsanlage im dänischen Foulum.

GRHYD-Demonstratonsprojekt in Dunkerque, Frankreich

Ein Industriekonsortium, bestehend unter anderem aus GDF Suez und Areva, plant in Dunkerque zum einen eine Tankstelle für einen Flüssigkraftstoff mit bis zu 20 % Wasserstoffanteil, zum anderen die Einspeisung von Wasserstoff in das Gasverteilnetz.

Rechtliche Voraussetzungen in Deutschland

Sofern Power-to-Gas-Anlagen mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben werden, fällt EE-Gas unter die Definition von „Speichergas“ gemäß § 3 Nr. 9a EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) und „Biogas“ gemäß § 3 Nr. 10c EnWG (Energiewirtschaftsgesetz).

In jüngster Zeit wird diskutiert, ob neben dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das seit mehr als zehn Jahren gilt und der sogenannten Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV), die die Einspeisung von Biogas und EE-Gas durch den Netzbetreiber sicherstellt, ein zusätzliches „Gesetz zur Förderung der Einspeisung von Gas“ benötigt wird, um entsprechende Technologien mittels spezieller Subventionen voranzutreiben.

Kritik

Solange Erdgas in großem Umfang zur Bereitstellung von Prozesswärme und Warmwassererzeugung genutzt wird, stellt die gleichzeitige Erzeugung von EE-Gas eine Energieverschwendung dar, da Strom zu Heizzwecken eine Effizienz von nahezu 100 % aufweist und somit mehr Erdgas durch direkte Heizung mit Strom eingespart werden kann, als EE-Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann.

Umstritten ist ebenfalls, ob überhaupt genügend Kohlendioxid aus biogenene und industriellen Prozessen für eine großflächige Anwendung der Methanisierungstechnologie zur Verfügung steht.

Siehe auch

• Wasserstoffwirtschaft
• Methanolwirtschaft
• BtL-Kraftstoff (Kraftstoff aus Biomasse)
• GtL-Kraftstoff (Gas to Liquid)
• CtL-Kraftstoff (Coal to Liquid)
• XtL-Kraftstoff (X to Liquid)

Literatur

• Michael Sterner: Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. Hrsg.: Jürgen Schmidt. kassel university press, Kassel 2009, ISBN 978-3-89958-798-2, 4. Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage, S. 104–126 (Online als PDF; 17,7 MiB [abgerufen am 1. Dezember 2012] zugleich: Dissertation an der Universität Kassel 2009). 
• Deutsche Energie-Agentur (Hrsg.): Integration erneuerbaren Stroms in das Erdgasnetz : Power to Gas – eine innovative Systemlösung für die Energieversorgung von morgen entwickeln. (PDF; 2,0 MB) Berlin, 2012, 20 S. – „Fachbroschüre Power to Gas“, umfassende Darstellung vom energiewirtschaftlichen Hintergrund bis zu konkreten Anlagen in Deutschland, Stand Mai 2012
• Patent EP2334590: Energieversorgungssystem und Betriebsverfahren. Angemeldet am 9. April 2009, veröffentlicht am 11. August 2011, Anmelder: Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg, Erfinder: Bernd Stürmer, Volkmar Frick, Michael Specht, Michael Sterner und Berthold Hahn (Patent zum Power-to-Gas-Verfahren).‌

Weblinks

Commons: Power to Liquid – Sammlung von Bildern

• Strategieplattform Power to Gas
• Power-to-Gas Forschung am Fraunhofer IWES
• Verständliche Erklärung zu Windgas bzw. EE-Gas bei "Umwelthaushalt.de"
• Power2Gas-Plattform Linksammlung
• Deutscher Bundestag - Wissenschaftliche Dienste: Der Aktuelle Begriff: Power to Gas (PDF; 69 kB)

Berichte

• Eine Vorratskammer für Sonnenenergie, ZDF heute am 30. Oktober 2012
• Power-to-Gas Energiespeicher der Zukunft, Stuttgarter Zeitung am 30. Oktober 2012
• 3sat.de, nano, März 2011: Strom in und aus Wind, Gas und Wasserstoff: Hybridkraftwerk kombiniert drei Energieträger; youtube.com: Video & Links auf YouTube, 5:34 min.