Green Gas
13.02.2019

Grüner Wasserstoff: Einmal Gas und wieder zurück

Foto: Tennet TSO
Tennet plant in der Nordsee eine Energie-Insel, die Windstrom und Wasserstoff produzieren soll.

Grüner Wasserstoff aus Ökostrom birgt ein riesiges Potenzial für die Energiewende. Industrie und Politik ringen um die richtige Anschubhilfe, damit aus „Power-to-Gas“ ein Geschäftsmodell wird.

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Bei allem Zuspruch für H2 gibt es unterschiedliche Auffassungen, wie und in welchem Tempo eine H2-Wirtschaft gefördert werden soll. Wittke mahnt, wegen der ohnehin schon teuren Energiewende die Kosten im Blick zu behalten. „Wir können nur Rahmenbedingungen setzen und erste Förderimpulse geben“, sagt er. Darunter fällt das Energieforschungsprogramm „Real­labore der Energiewende“.

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„Reallabore“ – der Begriff kommt in der Wirtschaft nicht sonderlich gut an. Sie will endlich weg von Pilotprojekten. „Wir müssen aufhören darüber zu reden, Studien zu machen und Forschung und Entwicklung zu fördern“, sagt Thyssen-Krupp-Manager Käppner. Ähnlich sieht das auch Uniper-Mann Schoof. „Wir brauchen Marktanreizprogramme, wir brauchen Markthochlaufprogramme“, sagt er und warnt mit Blick auf die nationalen Klimaziele: „2050 ist nicht mehr so weit weg.“ Wenn die Weichen jetzt nicht gestellt würden, sei eine 80-prozentige Dekarbonisierung der Energieversorgung nicht mehr zu erreichen. Doch wie bringt man die Industrie zum Investieren?

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Alles dreht sich um Geschäftsmodelle

Armin Schnettler, Leiter des Forschungsbereichs Energie und Elektronik bei Siemens, warnt: „Wir sollten keine weitere Subventionswirtschaft aufbauen.“ Er plädiert für die richtigen Rahmenbedingungen, damit Wasserstoff eine Chance im Markt hat. Schnettler meint vor allem einen „fairen“ Strompreis. Auch für die Fraunhofer-Wissenschaftler liegt hier der zentrale Hebel: Nur wenn der für den grünen Wasserstoff benötigte Strom von Abgaben, Umlagen und Steuern befreit werde, sei er wettbewerbsfähig. Darüber hinaus könne eine Bezuschussung der Investitionskosten Unternehmen dazu animieren, Geld für neue Projekte in die Hand zu nehmen. Viele Experten plädieren zudem für die Einführung eines ausreichend hohen CO2-Preises.

Heiß diskutiert werden auch Geschäftsmodelle der H2-Wirtschaft. Ein Beispiel: Der Übertragungsnetzbetreiber Tennet und die Fernleitungsnetzbetreiber Gasunie und Thyssengas planen den Bau der mit 100 Megawatt bislang größten Power-to-Gas-Pilotanlage in Deutschland. Sie soll in Niedersachsen Offshore-Wind in Gas umwandeln. Dieses kann über Erdgasleitungen ins Ruhrgebiet transportiert, an H2-Tankstellen geliefert oder in Kavernen gespeichert werden.

Der Leidensdruck fehlt

„Das Geschäftsmodell ist simple Arbitrage“, sagt Gerald Linke, Vorstandschef des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW): Die Betreiber rechnen damit, dass der Strom häufig genug so günstig sein wird, dass sich das mit ihm erzeugte grüne Gas gewinnbringend verkaufen lässt. „Das ist nur mit dem massiven Zubau von Erneuerbaren erklärbar“, sagt Linke. 

Ein anderes Geschäftsmodell könne sein, Wasserstoff in Methan umzuwandeln, weil er dann praktisch zum Nulltarif über das Erdgasnetz von Norden nach Süden transportiert und rückverstromt werden kann. Dies setze jedoch voraus, dass die Bundesnetzagentur den Ausbau des Strom- und des Gasnetzes koordiniere, sagt Linke. Dazu müsse der regulatorische Rahmen geändert werden. Die Speicherung von Strom in H2 sei auch noch kein Marktmodell: Es fehle an „Leidensdruck“, um das Vorhalten von Flexibilität bei fluktuierendem Ökostrom ordentlich zu bepreisen.

Anlage in Werlte als Vorbild

Für aussichtsreicher hält Linke die Produktion von Brennstoffen für die Mobilität. Ein Beispiel ist die Power-to-Gas-Anlage von Audi im emsländischen Werlte. Seit 2013 produziert sie jährlich 1.000 Tonnen synthetisches Gas („E-Gas“), das ins Erdgasnetz eingespeist wird. Bei dem Verfahren wird  per Elektrolyse Wasserstoff hergestellt und dann unter Zufuhr von CO2 aus einer benachbarten Biogasanlage zu Methan weiterverarbeitet. Das E-Gas verkauft Audi als Treibstoff für sein Modell A3 g-tron. 

Um die Nachfrage anzuschieben, drängt die Wasserstoff-Lobby darauf, die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) möglichst schnell in deutsches Recht umzusetzen. Sie sieht vor, dass strombasiertes H2 auf die Treibhausgas-Minderungsquoten der Mineralölhersteller angerechnet werden kann. BP-Chef Wolfgang Langhoff hat in Aussicht gestellt, dass dies die Grundlage für den Bau einer eigenen Power-to-Gas-Anlage von BP im Emsland sein könnte. 

Offshore-Testfeld könnte H2 produzieren

Hoffnungen setzt die Industrie auch auf Offshore-Anlagen. Die Bundesregierung plant ein Testfeld vor der Küste von Rostock-Warnemünde, das zur alleinigen Produktion von Wasserstoff genutzt werden soll. Dies dürfte auch das erste „Reallabor“ werden. Unterstützt wird diese Idee von Tennet. Das Unternehmen plant ab 2030 eine künstliche Insel in der Nordsee, auf der tausende von Windanlagen Strom für die Anrainerstaaten produzieren sollen. Die „Energie-Insel“ könnte auch große Volumen grünen Wasserstoffs produzieren, der dann an Land transportiert wird.

Trotz allem: Die Kapazitäten für Power-to-Gas in Deutschland allein dürften nicht ausreichen, um die Klimaziele bis 2030 zu erreichen. Laut Dena müsste in einem Technologiemix-Szenario, in dem Erdgas und Erdöl weiterhin Marktanteile haben, grüner Wasserstoff importiert werden. Bei einer 80-prozentigen Reduktion von CO2 etwa müssten 50 Prozent aus sonnenreichen Regionen wie Nordafrika kommen, wo die Produktionskosten – inklusive Transport – deutlich niedriger als in Europa sind. Immerhin könnten deutsche Firmen die nötigen Elektrolyseure exportieren. Doch auch für den Export, sagt DWV-Chef Diwald, müsse man in Deutschland funktionierende Anlagen vorführen können.

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Jutta Maier
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Keywords:
Power-to-X | Elektrolyse | Energiewende | Green Gas | grüner Wasserstoff
Ressorts:
Governance | Technology | Markets

Kommentare

Wenn ich den Artikel so lese, muss ich wieder bitter daran denken, wie viel Zeit ihr häufig aus Angst oder feiner Zurückhaltung bereits verstrichen ist, die man in anderen Ländern weitaus effektiver genutzt hat. Der technologische Fortschritt erzwingt es ja langsam aber bis man hier mal in die Bewegung kommt, wurden in China schon Milliarden investiert und die staatsnahen Unternehmen schaffen Fakten. Wenn man nicht mit Fortschritt dagegen halten kann, muss es die Flexibilität sein.

Wieso hört man eigentlich nichts mehr von den Preisträgern des letztjährigen Zukunftspreises der deutschen Wissenschaft? Der Bundespräsident hat doch nicht ohne Grund eine Auszeichnung für Wissenschaftler gegeben, die mittels einer Trägerflüssigkeit Wasserstoff ohne Druck speichern und transportieren kann, sogar das herkömmliche Tankstellennetz und Pipelines nutzen kann, sowie mit normalen Tankschiffen zu Beispiel günstig produzierten Wasserstoff aus Nordafrika und anderswo her hierher verfrachten kann.

<Kritiker warnen hingegen vor den hohen Energieverlusten, wenn Strom bis zu seiner Nutzung drei- bis viermal umgewandelt wird: Am Ende bleibt nur etwa ein Drittel der eingesetzten Energie übrig.> heißt es im Text.
Wir sollten uns schon die Frage stellen, ob es sinnvoll ist, in Zeiten überschüssiger erneuerbarer Energie diese unbedingt ins Stromnetz einspeisen zu müssen und negative Energiepreise an den Börsen zu provozieren - das ist wohl volkswirtschaftlich mehr als fraglich... oder diese über 100e km in die Alpen zu den Pumpspeicherkraftwerken zu transportieren und die überlasteten Netze weiter zu belasten - auch keine optimale Idee... oder ob wir Verluste in Kauf zu nehmen bereit sind, aber eine sinnvolle Nutzung damit erreichen.
Um die Kirche im Dorf zu lassen: ein herkömmliches kalorisches Stromkraftwerk (keine GuD Anlage) bringt so ca. 40% Wirkungsgrad - nur die eingesetzte Primärenergie (Kohle, Gas ...) ist aus der Erde hervorgeholt und der Rest wird "in die Atmosphäre entsorgt".
Anders, wenn der Strom aus erneuerbarer Quelle stammt, zB PV oder Wind... die Sonne scheint so oder so und die installierte Leistung kostet nun mal mehr oder weniger einen Fixbetrag, bzw belastet die "Sauberkeitsbilanz" v.a. bei Herstellung und Transport - ist aber im Zuge der Energiewende eine von der Politik gewünschte Richtung und daher als zu beschreitender Weg zu verstehen. Ist das kWp mal installiert und damit unweigerlich seine "Sauberkeitsbilanz" aufgestellt, muss es wohl das Ziel sein, über den Lebenszyklus der Anlage so viele kWh Strom als nur möglich zu produzieren.... Aber es wird deswegen kein kg mehr an fossilen Brennstoffen eingesetzt.
Wenn hier der Gesamtwirkungsgrad ebenfalls 40% betragen würde, dann möchte ich gerne wissen was klüger ist: fossile Ressourcen mit einer Energieausbeute von 40% auf "immer" (zumindest in einigen Millionen Jahren gedacht) zu "verbrauchen" oder bei erneuerbaren Ressourcen einen Gesamt Wirkungsgrad von 40% in Kauf zu nehmen und dabei keinen Raubbau an Millionen Jahren alten Rohstoffen vornehmen zu müssen.

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