5 Nachteile von Power-to-Gas

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Power-to-Gas ist nach wie vor eine sehr teure Speichertechnologie. Und die Effizienzverluste im Rahmen des Produktionsprozesses sind erheblich. Manche Kritiker zweifeln daher daran, dass Power-to-Gas dem Anspruch, eine wichtige Sektorkopplungstechnologie zu sein, gerecht werden kann. Welches sind die fünf größten Kritikpunkte an der Technologie?

Die Pro-Seite mit fünf Argumenten, die für Power-to-Gas ins Feld geführt werden, können Sie hier abrufen.

Im Juli 2019 erschienen: Der Report Power-to-Gas

Unter dem Titel „Power to Gas: Potenziale, Grenzen und Geschäftsmodelle“ bietet EUWID Neue Energie ein Report & Dossier-Produkt zum Thema an. Es umfasst eine im Juli 2019 erschienene Sonderpublikation zu den aktuellen Trends und Entwicklungen rund um Power to Gas sowie den einjährigen Online-Zugriff auf sämtliche Texte, die im gleichnamigen Online-Dossier hinterlegt sind. Weitere Infos und eine Bestellmöglichkeit des Power-to-Gas-Infopakets finden Sie hier.

5. Um eine hohe Auslastung von Power-to-Gas-Anlagen zu erreichen, könnte auch auf die fossile Stromerzeugung zurückgegriffen werden

Power-to-Gas-Anlagen sind umso wirtschaftlicher, je besser sie ausgelastet sind. Werden nur Lastspitzen (“Überschussstrom”) aufgefangen, wird es schwieriger, einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen darstellen zu können. Insoweit könnte ein Anreiz bestehen, Graustrom zu nutzen, um die PtG-Anlagen besser auszulasten. Dies würde den Umstieg auf erneuerbare Energien aber nicht unterstützen.

4. Bei einer “Dunkelflaute” gibt es andere Optionen, um die Energieversorgung zu sichern

Sollte es tatsächlich anhaltende Phasen von “Dunkelflauten” geben, bei denen weder die Windstromerzeugung noch die Photovoltaik in der Lage sind, die Stromversorgung sicherzustellen, könnte bei einer optimierten Vernetzung der europäischen Strommärkte Strommengen aus anderen Regionen importiert werden, um den regionalen Bedarf zu decken. Allerdings gibt es Kritiker, die darauf hinweisen, dass größere Regionen gleichzeitig von der “Dunkelflaute” betroffen sein könnten.

3. Langfristspeicher wie Power-to-Gas werden noch eine ganze Weile nicht benötigt

Gegenwärtig werden Langfristspeicher wie Power-to-Gas nur in beschränktem Maße benötigt, da es noch in ausreichendem Maße (fossile) Backup-Optionen gibt. Auch die Überschussmengen, die bei einer hohen Windstromproduktion zu regionaler Netzbelastung führen und eine Abregelung entsprechender Stromerzeuger führen können, sind derzeit noch nicht sehr groß, auch wenn sie in der Tendenz steigen. Mit Fortschritten beim Netzausbau könnte sich hier zudem eine Entlastung ergeben.  Last not least könnten andere Flexibilisierungsoptionen einen Beitrag leisten, um den wachsenden Speicherbedarf mittelfristig einzudämmen.

2. Die Effizienzverluste bei Power-to-Gas sind zu groß

Power-to-Gas-Anlagen haben einen niedrigen Wirkungsgrad, wenn sich über mehrere Schritte (Elektrolyse, Methanisierung und Rückverstromung) “Energieverluste” einstellen, etwa über ungenutzte Abwärme. Bei einer reinen Rückverstromung ohne Wärmenutzung bleibt nur ein Drittel der eingesetzten Energie verfügbar für die Stromerzeugung. Allerdings ist hier zu beachten, dass es eine Reihe von Optimierungsmöglichkeiten gibt, von der Nutzung der Kraft-Wärme-Kopplung auf der letzten Stufe des Prozesses oder durch die Abwärmenutzung bei Elektrolyse und Methanisierung, so dass Wirkungsgrade bezogen auf den oberen Heizwert von mehr als 80 Prozent möglich sind. Kritiker stellen vor dem Hintergrund der “Efficiency first”-Vorgabe des Bundeswirtschaftsministeriums die Frage, ob nicht effizientere Nutzungswege für den erzeugten Strom definiert werden können.

1. Power-to-Gas ist und bleibt eine teure Speicheroption

Selbst Befürworter der Power-to-Gas-Technologie sehen frühestens ab dem Jahr 2030 die Möglichkeit, dass Power-to-Gas wettbewerbsfähig wird. Andere Beobachter rechnen erst später mit einer wirtschaftlichen Tragfähigkeit des Konzepts. Auch Greenpeace-Energy-Geschäftsführer Sönke Tangermann machte kürzlich im Gespräch mit EUWID deutlich, dass es derzeit kein Geschäftsmodell für einen wirtschaftlichen Betrieb von Windgas-Elektrolyseuren gibt, auch wenn es zusätzliche Erlösmöglichkeiten wie die Vermarktung von Regelenergie oder des bei der Elektrolyse entstehenden Sauerstoffs gebe. Wirtschaftlich werde Windgas erst durch bessere Rahmenbedingungen. Dies sei zugleich eine dringende Aufgabe, denn “bei stark wachsenden Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien im Stromsystem können wir in Deutschland nur dann die bisherige Versorgungssicherheit gewährleisten, wenn wir Windgas als leistungsfähige Flexibilitätsoption nutzen”.

2 KOMMENTARE

  1. Sehr gut und kompakt dargestellt. Vielleicht noch zwei Ergänzungen.

    Erstens geht aus der Tatsache, dass Speicher derzeit unwirtschaftlich sind und auch so lange bleiben, wie genügend thermische Kraftwerke als Back-up in Dunkelflauten da sind, hervor, dass es KEINEN PROFITABLEN PFAD gibt, um Speicher in den Markt einzuführen. Dies kann also nur durch regulatorischen Druck gelingen, was politisch angesichts der exorbitanten Kosten im Bereich mehrerer Billionen Euro unwahrscheinlich ist.

    Zweitens gibt es zwar tatsächlich Fortschritte im Wirkungsgrad bei P2X-Technologien, aber nur bei Verwendung von Hochtemperatur-Anlagen, die bei Temperaturen bis 800°C arbeiten. Bei Nutzung von Speichern als Puffer für überschüssigen oder fehlenden Wind- und Solarstrom muss aber jedesmal bei Überschüssen die P2X-Anlage neu aufgeheizt werden. Dass die Abwärme so lange zwischengespeichert werden kann (ca. eine Woche) zwischen den Produktions-Peaks ist technisch noch nicht machbar. Insofern bleiben die in der Praxis erzielbaren Wirkungsgrade weit hinter den Spitzenwerten zurück, mit denen gerne geworben wird. (Damit die Wirtschaftlichkeit der P2X-Anlagen erreicht würde, müssten Wind- und Solarkraftwerke etwa um den Faktor 3-4 vom heutigen Wert ausgebaut werden, und das wird politisch so nicht durchsetzbar sein.)

    Umgekehrt gäbe es einen viel einfacheren Weg, um die notwendige Prozesswärme bereitzustellen. Bei Nutzung einer anderen CO2-freien Technologie, der Kerntechnik, könnte die notwendige Prozesswärme in beliebiger Menge bereitgestellt werden, um sämtlichen Kraftstoffbedarf Deutschlands CO2-frei herzustellen. Mit dem Dual-Fluid-Reaktor gibt es auch eine Technologie, die alle Vorteile der Kerntechnik auf sich vereinigt und dabei alle Nachteile vermeidet. Das Verfolgen einer solchen technologischen Lösung für die Energiewende würde ein stärkeres Umdenken erfordern, wird uns am Ende aber als einzige Lösung übrigbleiben, wenn wir die Dekarbonisierung der Energieversorgung tatsächlich erzielen wollen.

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