An den Potenzialen von Power-to-Gas scheiden sich die Geister. Die einen erachten die Technologie als zentral für eine erfolgreiche Sektorkopplung, gerade, wenn es darum geht, im Sommer Energie für die Wintermonate zu speichern. Andere halten Power-to-Gas schlichtweg für zu teuer. Doch wie hoch ist das Potenzial für eine Erhöhung des Gesamtwirkungsgrads? Wie stark können in Zukunft die Investitionskosten gesenkt werden? Wann wird Power-to-Gas voraussichtlich wirtschaftlich sein?

Report & Dossier Power-to-Gas

Mit diesen Fragen beschäftigt sich dieses Dossier, das fortlaufend aktualisiert wird. Gemeinsam mit dem gleichnamigen EUWID-Report, der in gedruckter Form erschienen ist, bildet es das neue Report & Dossier-Angebot zum Thema Power-to-Gas. Kunden können nach dem Kauf sämtliche Artikel abrufen, auf die das Dossier verweist. Der gedruckte Report wird Käufern nach der Bestellung zugesandt. Einen Einstieg in die Thematik bietet der Leittext aus dem Report, den Sie hier abrufen können.

Letzte Aktualisierung des Dossiers:
19. August 2019: Ein Blick über die Grenze zeigt, dass in Österreich einige Power-to-Gas-Projekte geplant sind. Wir haben die Projekt-Liste dementsprechend aktualisiert.

Mit dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien gewinnt die Energiespeicherung immer mehr an Bedeutung. Kurzzeitige Schwankungen können durch viele Speicherarten wie beispielsweise Batteriespeicher ausgeglichen werden. Zum Ausgleich von saisonalen Schwankungen in Stromnachfrage und -angebot eignen sich prinzipiell verschiedene Speicherarten, allerdings sind bestimmte technische Voraussetzungen zwingend zu erfüllen. Dazu zählt, dass saisonale Speicher eine hohe Speicherkapazität aufweisen müssen. Des Weiteren dürfen die Energieverluste auch bei der Speicherung über längere Zeiten nicht sehr hoch sind.

Sind Power-to-Gas-Anlagen zur langfristigen Speicherung von Strom geeignet? Was sind die Alternativen?

Damit der Einsatz von saisonalen Speichern auch wirtschaftlich ist, müssen die spezifischen Kosten (d. h. die Kosten pro eingespeicherter Kilowattstunde) niedrig seien. Da bei einem saisonalen Speicher höchstens einige Male pro Jahr ein- und ausgespeichert wird, wären sonst die Kosten pro umgesetzter Kilowattstunde zu hoch. Deshalb sind beispielsweise Batterien als saisonale Speicher nicht geeignet, selbst wenn ihre Selbstentladung sehr gering ist. Bisher genutzte Erdgasspeicher lohnen sich nicht mehr, da sich die Erdgaspreise zwischen Sommer und Winter nicht mehr erheblich unterschieden. In der Folge plant beispielsweise die Berliner Erdgasspeicher GmbH (BES) nun ein Power-to-Gas-Projekt.

Geschäftsmodelle im Bereich Power-to-Gas
Hier finden Sie eine Übersicht, welche Unternehmen bereits in den Power-to-Gas-Markt einsteigen wollen.

I. Wirtschaftlichkeit

Die Studie “Betreibermodelle für Stromspeicher“ ist im Jahr 2015 zu dem Ergebnis gekommen, dass Pumpspeicher als Langzeitspeicher die günstigste Technologie darstellen. Bei der erwarteten Kostendegression von PtG-Technologien könnten diese nach Ansicht der Forscher zukünftig jedoch ebenfalls kostengünstig als Langzeitspeicher eingesetzt werden.
 
Auch die Studie „Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies“ vom Imperial College London zeigt, dass Pumpspeicher derzeit bei einer Entladung von über 700 Stunden den günstigsten saisonalen Speicher darstellen. Nach 2030 sinken die nivellierten Speicherkosten (LCOS) von Power-to-Gas-Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff jedoch der Prognose zufolge auf unter 2.000 USD je MWh. Dahingegen prognostizieren die Forscher, dass sich die LCOS von Pumpspeichern voraussichtlich relativ konstant um die 3.600 USD je MWh bewegen werden. LCOS werden dabei als definiert als Gesamtlebenszykluskosten einer Investiton in eine Speichertechnologie dividiert durch den kumuliert gelieferten Strom.

Spezifische Investitionskosten pro Kilowatt installierte PtG-Leistung noch hoch

Nicht nur der Wirkungsgrad steigt, auch die Investitionskosten werden mit der Kommerzialisierung der Technologie sinken. Die Strategieplattform Power-to-Gas der Deutschen Energie-Agentur (dena) beziffert die Investitionskosten pro kW elektrischer Leistung von Power-to-Gas-Anlagen je nach Anlagengröße auf 2.500 und 3.500 €. Bei der alkalischen Elektrolyse ist mit Investitionskosten von 1.500 € je kWel zu rechnen.

Die AEE-Meta-Analyse sieht die aktuellen Investitionskosten von Elektrolyseuren in einer Spannweite von 870 bis 3.100 € je kW installierter Leistung. Bereits bis 2030 könnten die Kosten im günstigsten Fall auf 338 € je kW sinken. 2050 bewegen sich die Erwartungen der analysierten Studien auf Werte zwischen rund 145 € je kW und 800 € je kW.

Noch sind die spezifischen Investitionen für die Gewinnung von Wasserstoff durch die Erdgasreformierung mit rund 650 € je kW installierter Leistung deutlich geringer. Allerdings wird die Technologie bereits großtechnisch genutzt, so dass keine signifikanten Kostensprünge erwartet werden. Nach einer Prognose des Wuppertal Instituts für Klima, Umwelt, Energie werden die spezifischen Investitionskosten der Elektrolysetechnologie zwar aufgrund der geringen Marktpenetration auch 2020 noch hoch sein, bis zum Jahr 2050 jedoch durch Skalen-, Lern- und technologische Entwicklungseffekte deutlich sinken.

Auch die schweizerische Forschungsinstitution Empa und das PSI kommen in einer Potenzialanalyse zu dem Ergebnis, dass die Kosten für Power-to-Gas-Anlagen noch deutlich fallen werden. In der Analyse haben sie die Gestehungskosten von synthetischem Methan, das in Power-to-Gas-Anlagen hergestellt wird ermittelt. Zudem stellen sie die Kostenfaktoren am Beispiel einer modellhaften 50-MW-Anlage dar.

Wird grüner Wasserstoff konkurrenzfähig zu fossil erzeugtem Wasserstoff?
Lesen Sie hier mehr zu den Kosten der Wasserstofferzeugung.

Wann wird Power-to-Gas wirtschaftlich?

Gegenwärtig ist Power-to-Gas wirtschaftlich noch nicht darstellbar. Wann Power-to-Gas die Wirtschaftlichkeitsschwelle erreicht, ist schwer abschätzbar. Experten, die von der Strategieberatung nymoen im Auftrag der Initiative Zukunft Erdgas befragt wurden, können sich eine Wirtschaftlichkeit bis etwa 2030 vorstellen. Andere Beobachter wie etwa RWE-Vorstandschef Rolf Martin Schmitz gehen davon aus, dass PtG-Anlagen frühestens 2040 wirtschaftlich zu betreiben sein werden.

PtG-Experte Marc Grünewald von MAN Energy Solutions sagte in einem EUWID-Interview, dass auch industrielle Anlagen erst wirtschaftlich werden, wenn alle CO2-Emissionen einen Preis bekommen. Das Augsburger Maschinenbau-Unternehmen bietet bereits industrielle PtG-Anlagen an und rechnet mit sinkenden Kosten durch Skaleneffekte.

II. Technologische Fortschritte

Gründe für den prognostizierten Rückgang der LCOS sind die erwartete Kommerzialisierung der Produktion, mit der die Investitionskosten sinken werden, sowie ein durch technologische Fortschritte steigender Wirkungsgrad.

Bei der Umwandlung von Solar- oder Windstrom in Wasserstoff über die Elektrolyse geht nämlich ein Teil der eingesetzten Energie als Abwärme verloren. Wird der Wasserstoff dann zu synthetischem Methan aufbereitet, um in beliebiger Menge in das Netz eingespeist zu werden, muss erneut Energie aufgebracht werden, was die Nettobilanz der Umwandlung weiter verschlechtert. Wird das Methan dann wieder etwa über Gaskraftwerke zurückverstromt, bleibt unter dem Strich nur eine geringe Nutzung der ursprünglich eingebrachten Energie übrig.

Nach einer im April 2018 präsentierten Meta-Studie der Agentur für Erneuerbare Energien (AEE) könnte der Wirkungsgrad der Elektrolyse bis 2030 von heute 59 bis 82 Prozent auf immerhin 70 bis 93 Prozent ansteigen. Bis 2050 wird in den Studien ein Wirkungsgrad zwischen 76 und 93 Prozent prognostiziert. Der Prozessschritt der Methanisierung erreiche heute schon einen Wirkungsgrad zwischen 70 und 83 Prozent. Bis 2030 werden zwischen 84 und 89 Prozent erwartet, bis 2050 bis zu 90 Prozent.

Im Rahmen des rSOC-Projekts soll bis 2021 eine reversible Festoxid-Brennstoffzelle in den Markt eingeführt werden, die im Testbetrieb einen Wirkungsgrad von über 80 Prozent aufgewiesen hat. Damit lässt sich nicht nur mit Hilfe von erneuerbarem Strom Wasserstoff herstellen, sondern auch wieder in Strom und Wärme umwandeln. Lesen Sie hier mehr über das sogenannte Power-to-Gas-to-Power (PtGtP).

Einen Überblick über die unterschiedlichen Power-to-X-Technologien hat das Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie veröffentlicht. Das Institut zeigt dabei auf, welcher Forschungsbedarf bei den einzelnen Verfahren noch besteht.

Einen weiteren Überblick über die Entwicklung der Systemkosten bietet auch folgender Artikel: Wasserelektrolyse: Welche Technologie wird sich bei der Herstellung von Wasserstoff durchsetzen?

Welche Forschungsprojekte könnten den Wirkungsgrad steigern?

Die Ansatzpunkte für eine Verbesserung des Power-to-Gas-Prozesses sind vielfältig – und der Forschungsbedarf erheblich. Es gibt eine Vielzahl von großen und kleinen Forschungsvorhaben, die sich mit Technologie und Perspektiven von Power-to-Gas im Rahmen von Energiewende und Sektorkopplung befassen.

Wichtige Forschungsprojekte
Lesen Sie hier mehr zu den Forschungsprojekten, die den Wirkungsgrad der Power-to-Gas-Technologie steigern sollen.

Wichtig für die Wasserstoffforschung wird zukünftig der Standort Görlitz sein, an dem Siemens und die Fraunhofer-Gesellschaft ein Labor für die Wasserstoffforschung aufbauen wollen. Dort soll die Erzeugung, Speicherung und Nutzung von Wasserstoff untersucht werden.

III. Rahmenbedingungen

Die Wirtschaftlichkeit von Windgas oder Power-to-Gas wird nicht nur durch Fragen der Anlageneffizienz und -auslastung bestimmt, sondern ist auch abhängig von den regulatorischen Rahmenbedingungen. Dass Power-to-X bei der Bundesregierung auf Zustimmung trifft, zeigt ein Power-to-X-Aktionsplan des BMU sowie die geplante Einrichtung von Reallaboren zur Kommerzialisierung der Power-to-Gas-Technologie (siehe unten). In der Folge ist auch mit einem zukünftigen Abbau von Hemnissen zu rechnen.

Bettina Hennig von der Berliner Kanzlei von Bredow Valentin Herz gibt im EUWID-Interview einen Überblick über den regulatorischen Rahmen und die Hürden, die PtG und andere Speicherlösungen überspringen müssen. Sönke Tangermann von Greenpeace Energy hat bereits 2017 im Gespräch mit EUWID auf regulative Nachteile von Power-to-Gas als Speichertechnologie verwiesen. Im Zentrum der Kritik, die auch vom Bundesverband Energiespeicher (BVES) und dem Verband kommunaler Unternehmen (VKU) geäußert wird, steht das Abgaben- und Umlagensystem, das es für strombasierte Lösungen im gegenwärtigen Umfeld mit Blick auf die Sektorkopplung besonders schwer macht.

Wie ein Markteinführungsprogramm für PtX aussehen könnte, darüber hat sich die „Power to X Allianz“ Gedanken gemacht. Auch Stefan Kapferer, der scheidende Hauptgeschäftsführer des BDEW, kritisiert die Rahmenbedingungen. Wenn sie verbessert werden, kann sich Kapferer sehr gut vorstellen, dass 2050 in Deutschland flächendeckend grüne Gase transportiert und genutzt werden. 

Power to Gas für verschiedene Anwendungen nutzbar
Bildquelle: Initiative Zukunft Erdgas

Die dena empfahl schon vor geraumer Zeit, die Fuel Quality Directive der EU vollständig umzusetzen und im Bundesimmissionsschutzgesetz eine Unterquote für fortschrittliche Kraftstoffe zu verankern. Weitere wichtige Stellgrößen, um Power-to-Gas für das Energiesystem verfügbar zu machen, seien die Förderung der Nutzung von Wasserstoff und synthetischem Methan im neuen Gebäudeenergiegesetz sowie ein Anerkennen erneuerbarer Gase in der Industrie im Rahmen des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes.

Power-to-Gas: Aktuelle Urteile und Gesetzesänderungen
Sehen sie in unserer ständig aktualisierten Liste, welche aktuellen Urteile und Gesetzesänderungen das Thema Power-to-Gas adressieren.

Reallabore setzen regulatorische Hemmnisse außer Kraft

Ein wichtiger Treiber hin zur Kommerzialisierung der PtG-Technologie sind jedoch sogenannte Reallabore, in deren Rahmen neue Regelungen ausprobiert werden. Mit dem Förderprogramm „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ (SINTEG) hat das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) ein sehr umfangreiches Reallabor im Energiebereich geschaffen, um mögliche neue Regelungen für die Energiewelt von morgen zu entwickeln. Seitdem sind bereits zahlreiche Anträge für Power-to-Gas-Projekte eingereicht worden.

Einen Schub für die Entwicklung von Wasserstoffstrukturen in Deutschland sollen auch die „Wasserstoff-Regionen“ bringen. Die niedrigste von drei Förderstufen bilden die „HyStarter“-Regionen bilden die niedrigste von drei Förderstufen im Rahmen des Hyland-Konzeptes, das Kommunen auf ihrem Weg in die Wasserstoffwirtschaft begleitet – je nach Wissensstand als HyStarter, HyExperts oder HyPerformer. .

Reallabore zur Kommerzialisierung der Power-to-Gas-Technologie
Hier finden Sie einen Überblick über Projekte, die sich im Ideenwettbewerb „Reallabore der Energiewende“ des Bundeswirtschaftsministerium durchgesetzt haben. Das BMWi hat aus den insgesamt mehr als 90 Vorschlägen im Juli 2019 insgesamt 20 Konsortien als Reallabore ausgewählt, 11 von ihnen widmen sich der Wasserstoffwirtschaft.

IV. Ausbaupotenzial

Trotz der bisher nicht förderlichen Rahmenbedingungen in Deutschland steigen Anzahl und installierte Leistung von Power-to-Gas-Anlagen seit einigen Jahren stetig an. Das zeigt eine aktualisierte Übersichtskarte des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Die Karte verzeichnet – neben 16 geplanten und elf abgeschlossenen Projekten – 35 aktuell in Betrieb befindliche Power-to-Gas- und Methanisierungs-Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 30 Megawatt.

Welche Power-to-Gas-Projekte gibt es bereits?

Sowohl die Anzahl der Power-to-Gas-Anlagen als auch deren installierte Leistung sind in den vergangenen Jahren stetig gestiegen. Mit Stand April 2019 verzeichnet die DVGW-Karte  – neben 16 geplanten und elf abgeschlossenen Projekten – 35 in Betrieb befindliche Power-to-Gas- und Methanisierungs-Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 30 Megawatt in Deutschland. Die meisten von ihnen sind Pilot- oder Demonstrationsprojekte in kleinem Maßstab und dienen zu Forschungszwecken. In Hamburg jedoch erzeugt bereits die erste Industrieanlage fünf Megawatt grünes Gas in einer Raffinerie, und zwei ehemalige städtische Versuchsanlagen sind in den dauerhaften Betrieb übergegangen. Die Strategieplattform Power-to-Gas der dena biete ebenfalls eine umfangreiche Übersicht zu PtG-Projekten.

Laufende Power-to-Gas-Projekte
Hier findet sich eine Auswahl von richtungsweisenden Power-to-Gas-Projekten in und um Deutschland, über die EUWID Neue Energie in den vergangenen Monaten und Jahren berichtet hat.

Welche Leistung von Power-to-Gas-Anlagen strebt die Bundesregierung an?

Die Bundesregierung strebt bis 2030 einen Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch von 65 Prozent an. Aus ihrer Antwort auf eine Kleine Anfrage der FDP-Fraktion bekennt sie sich dabei auch zu PtG. Sie geht davon aus, dass im Zieljahr Power-to-Gas-Anlagen mit einer Leistung von ein bis drei Gigawatt erforderlich sein werden.

Ein Vorschlag von Unternehmen der Thüga-Gruppe zielt auf ein Quotenmodell ab, auf dessen Grundlage bis zum Jahr 2030 ein Anteil von 25 Prozent grüner Gase erreicht werden soll. Neben Power-to-X-Technologien umfasst der Vorschlag auch die Beiträge von Biomethan-Anlagen.

Kann der zukünftige Gasbedarf komplett durch Grüngas gedeckt werden?

Das Potenzial von aus erneuerbaren Energien erzeugtem Wasserstoff und Methan sowie von Biogas hat der DVGW in einer Studie untersucht. Bei einem Potenzial von bis zu 250 TWh Biogas könnten Power-to-Gas-Anlagen der DVGW-Studie zufolge zusätzlich 74 bis 164 TWh aus erneuerbaren Energien produzieren – je nach installierter Leistung der Ökostromanlagen. Das gesamte Grüngas-Potenzial von 414 TWh entspricht damit knapp der Hälfte des aktuellen Gasbedarfs in Deutschland. „Die Nutzung von Gasen und ihren Infrastrukturen ist zudem im Vergleich zu einer reinen Elektrifizierung der Energiesysteme deutlich kostengünstiger“, so der DVGW.

Weiteres Kostensenkungpotenzial besteht, wenn der Anteil von Wasserstoff, der ins Erdgasnetz eingespeist wird, gesteigert werden kann. Denn die Aufbereitung von Wasserstoff zu Methan erhöht die Kosten der Speicherung. Bisher ging der DVGW davon aus, dass zehn Prozent Wasserstoff problemlos im Erdgasnetz gespeichert werden können. Im Jahr 2019 startet der Verband jedoch gemeinsam mit Avacon einen Versuch, ob nicht auch eine Beimischung von 20 Prozent technisch möglich ist.

Mit Blick auf die Bereitstellung grüner Gase für die Energieversorgung in Deutschland geht der Blick auch ins Ausland. Gerade Afrika könne hier neue Chancen für eine Kooperation mit Europa nutzen, meint Bundesforschungsministerin Anja Karliczek. Ein Potenzialatlas zum grünen Wasserstoff soll erarbeitet werden und als „Kompass für weitere Kooperationen“ fungieren.

(Beitragsbild: Malp – stock.adobe.com)

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