Speicherung: Wie Ökostrom haltbar wird

Der Erfolg der Energiewende ist an zwei Bedingungen geknüpft: Für mehr Ökostrom müssen die Stromnetze ausgebaut und Speicher entwickelt werden, die ihn kalkulierbar und damit wettbewerbsfähig machen. In Stuttgart wird jetzt die weltweit erste Anlage gebaut, in der mit Strom im großen Maßstab speicherbares Methangas erzeugt wird.

Realisiert wird das Projekt von der Firma Solarfuel und dem Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW). Mit 250 Kilowatt Leistung soll die Anlage ab diesem Sommer 300 Kubimeter Methan pro Tag produzieren. Das Gas soll in das vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden, das Heizungen, Kraftwerke und Tankstellen versorgt.

"Die Technik kann ein entscheidender Baustein künftiger Energieversorgung werden, denn mit ihr lassen sich riesige Speicherkapazitäten erschließen", sagt ZSW-Projektingenieur Andreas Brinner. In die deutschen Erdgasleitungen und unterirdischen Kavernen passt eine Gasmenge mit einem Energiegehalt von 200 Terawattstunden - das entspricht etwa einem Drittel des jährlichen Stromverbrauchs in Deutschland.

  Siemens-Entwickler arbeiten an neuen Elektrolyseuren

Ohne Langzeitspeicher wird eine Zukunft auf Basis erneuerbarer Quellen schwierig: Solarstrom und Windkraft hängen von Witterung sowie Tages- und Jahreszeit ab und stehen daher in schwankender Menge zur Verfügung. Je größer ihr Anteil an der Stromproduktion ist, desto stärker schwankt das Energieangebot. Doch müssen sich Angebot und Nachfrage die Waage halten, damit die Stromnetze stabil bleiben. Speicher können Überschüsse aufnehmen und sie bei Bedarf wieder abgeben.

Power-to-Gas-Anlagen könnten daher zu einem wichtigen Eckpfeiler der künftigen Energieversorgung werden. Immer dann, wenn zum Beispiel Solarparks zu viel Elektrizität produzieren, wird diese in Elektrolyseure umgeleitet. Dort spaltet der Strom Wasser in Sauerstoff- und Wasserstoffgas. In einem zweiten Schritt wird der Wasserstoff in speziellen Reaktoren mit Kohlendioxid zusammengeführt, sodass daraus Methan entsteht, der Hauptbestandteil von natürlichem Erdgas.

Geplant sei, so Solarfuel-Ingenieur Stefan Rieke, die Anlagen in zwei bis drei Jahren als kleine Einheiten mit zehn bis 20 Megawatt (MW) Leistung auf den Markt zu bringen. "So können sie dezentral direkt an Solar- und Windstandorten eingesetzt werden", sagt Rieke. Die Bundesregierung verbindet große Hoffnung mit der Technik. Spätestens in fünf bis sechs Jahren müsse Power to Gas zu einem strategischen Anwendungsfaktor werden, fordert der neue Bundesumweltminister Peter Altmaier (CDU).

Damit hat auch die gebeutelte Fotovoltaikbranche in Deutschland eine gute Perspektive. Nach ZSW-Schätzungen können sich die Solarstromkosten dank effizienterer Zellen und besserer Produktionen bis 2020 halbieren. Dennoch ist ein Argument gegen den weiteren kräftigen Ausbau der Solarenergie, dass Sonnenkraftwerke nur um die Mittagszeit Strom liefern. Daher werden neue konventionelle Kraftwerke gefordert, die in die Bresche springen, wenn die Sonne nicht scheint. Power-to-Gas-Anlagen würden Solarenergie regelbar und diese Neubauten überflüssig machen.

C02 aus der Flasche

Allerdings ist die Technik noch zu teuer. ZSW-Forscher Brinner schätzt, dass sich die Anlagen erst mit steigenden Stückzahlen in zehn Jahren wirtschaftlich betreiben lassen. Augenscheinlich ist außerdem das Problem mit der Effizienz, denn über die Schritte des Power-to-Gas-Verfahrens addieren sich die Einbußen. Wenn der Ökostrom über das Gas gespeichert und rückverstromt wird, gehen insgesamt zwei Drittel der Energie verloren. Auch die Beschaffung des für die Methanisierung nötigen Kohlendioxids könnte sich als Stolperstein erweisen. Bei dem Stuttgarter Projekt wird CO2 in Flaschen angeliefert. Für künftige Vorhaben müssen aber wesentlich größere Mengen billig verfügbar sein. Erwogen wird zum Beispiel, Kohlendioxid aus Kohlekraftwerken zu nutzen. Doch das könnte wiederum dem grünen Image der Technik schaden.

Manche Experten halten daher andere Speicher wie zum Beispiel den Wasserstoff, der selbst ein Energieträger ist, für sinnvoller. "Dadurch entfällt beim Power-to-Gas-Prozess die aufwendige Methanisierung", sagt Christopher Hebling, Bereichsleiter Energietechnik am Fraunhofer-Institut für Solare Energietechnik. Der Wasserstoff könne ebenfalls im Erdgasnetz oder in Kavernen gespeichert werden. Andere Speicheralternativen wären große Batterieparks, Druckluftkraftwerke oder Pumpspeicherkraftwerke. Diese pumpen Wasser in ein höher gelegenes Becken. Fließt es über Fallrohre ab, erzeugen Turbinen Strom.

Die Verfechter der Power-to-Gas-Technik sehen den Wirkungsgrad und die Kohlendioxid-Beschaffung aber nicht als Ko-Kriterium. "Ohne Speicher würde überschüssiger Ökostrom ungenutzt verloren gehen", argumentiert Brinner. Und das Kohlendioxid für die Methanisierung ließe sich auch per Luftfilterung sauber und ökonomisch gewinnen. Außerdem gebe es bei den anderen Speichern ebenfalls Unwägbarkeiten. So könne Wasserstoff dem Erdgas im Netz nur in kleinen Mengen bis zu fünf Prozent beigemischt werden - als Speicher eignet es sich daher nur bedingt. Pumpspeicherkraftwerke wiederum hätten den Nachteil, dass sie nur in gebirgigen Regionen realisiert werden können. "In Deutschland haben wir die geografischen Voraussetzungen nicht", sagt Brinner.

Forscher und Ingenieure treiben die Entwicklung der Power-to-Gas-Technik daher mit großem Einsatz voran. Schon im kommenden Jahr wollen Solarfuel und ZSW für Autobauer Audi eine Anlage mit sechs MW Leistung bauen. Sie soll so konstruiert werden, dass sie an einer Biogasanlage betrieben werden kann. Diese liefert den Strom sowie das zur Methanisierung nötige CO2.

Parallel verbessert die Industrie die Anlagenkomponenten. Siemens  zum Beispiel entwickelt neuartige Elektrolyseure, die besonders gut mit erneuerbaren Energien harmonieren sollen. Ihr Kernstück ist eine spezielle Membran, wie sie auch in Brensstoffzellen eingesetzt wird. "Herkömmliche Elektrolyseure reagieren nur im Minutenbereich auf ein veränderliches Stromangebot, die Membran-Variante schafft das in Millisekunden", erklärt der Ingenieur Manfred Waidhas vom Siemens-Geschäftsbereich Wasserelektrolyseure.

Noch dieses Jahr sollen zwei Pilotanlagen in Betrieb gehen. 2015 will Siemens dann mit Zwei-MW-Anlagen auf den Markt kommen, fünf Jahre später könnten bereits 250-MW-Systeme zur Verfügung stehen. Die größten Anlagen sollen am Ende in der Lage sein, den Strom von 100 großen Solar- oder Windparks in Wasserstoff umzuwandeln. Eine Vollversorgung mit erneuerbaren Energien ist in Deutschland längst mehr als nur eine kühne Vision.