Manche Halbwahrheiten sind nicht kleinzukriegen. Etwa dass Spinat gesund sei, weil er viel Eisen enthalte. Oder dass es bei einem Parkrempler reicht, seine Visitenkarte unter den Scheibenwischer zu klemmen. Und dass sich elektrischer Strom nicht speichern l\u00e4sst. Zwar taugt das Leitungsnetz tats\u00e4chlich nicht zum Horten; es gibt aber durchaus Verfahren, wie sich Schwankungen in Verbrauch und Erzeugung puffern lassen. Strom aus Windkraft und Sonne stehen mal mehr, mal weniger zur Verf\u00fcgung – ohne Speicher m\u00fcssen Kapazit\u00e4ten abgeregelt werden, wenn kein Bedarf ist. Rund 400 Gigawattstunden (GWh) Windenergie im Jahr werden so verschenkt.<\/p>\n
Hoffnungstr\u00e4ger f\u00fcr die Umwandlung gro\u00dfer Mengen \u00dcberschussstrom in einen Energietr\u00e4ger, der sich lange lagern l\u00e4sst, und Forschungsgegenstand in fast zwei Dutzend Projekten hierzulande ist eine Technik, die sich mangels eines deutschen Begriffs Power to Gas (PtG) nennt und den Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft bringen soll. Beteiligt sind gro\u00dfe Industrieunternehmen, Energieversorger, wissenschaftliche Institute und die Politik mit Forschungsmitteln. Die Vision: Aus \u00dcberschussstrom wird mittels Elektrolyse Wasserstoff (H2) erzeugt. Das Verfahren dient zugleich dem Netzmanagement, denn der Elektrolyseur kann Regelenergie (f\u00fcr die es einen eigenen Markt gibt) bereitstellen und so das Netz vor \u00dcberlastung sch\u00fctzen.<\/p>\n
Wie funktioniert der Elektrolyseur?
\nH2 l\u00e4sst sich f\u00fcr vielf\u00e4ltige Zwecke verwenden und wird in einer Menge von rund 520 Milliarden Kubikmeter im Jahr hergestellt. Allerdings bislang zum weitaus gr\u00f6\u00dften Teil aus Erdgas und als Nebenprodukt der chemischen Industrie, dabei f\u00e4llt in gro\u00dfen Mengen das unerw\u00fcnschte Kohlendioxid (CO2) an. Wasserstoff kann unter anderem Fahrzeuge antreiben, die aus Brennstoffzellen Strom gewinnen. Er kann wie Erdgas gespeichert und bei Bedarf wieder zu elektrischem Strom umgewandelt oder direkt ins Erdgasnetz eingespeist werden, das rund 230 Terawattstunden (TWh) aufnehmen kann – als Beimischung oder nach der Weiterverarbeitung zu Methan, dem Hauptbestandteil des Erdgases. Zum Vergleich: Der gesamte Jahresstromverbrauch Deutschlands liegt bei etwa 580 TWh.<\/p>\n
Wie funktioniert das? In der Schule hat der Chemielehrer Gleichstrom an zwei Elektroden angelegt, die in eine w\u00e4ssrige L\u00f6sung als Elektrolyt getaucht waren. An der Kathode bildet sich aus dem Wasser im dar\u00fcbergest\u00fclpten Reagenzglas H2, dessen Nachweis mit der Verbrennung und einem sanften Puff gelingt, an der Anode bildet sich Sauerstoff (O2). Das ist schon eine Weile her und war auch damals nicht neu. Tats\u00e4chlich datieren erste Versuche, aus Strom mittels Wasser-Elektrolyse H2 herzustellen, aus der Mitte des neunzehnten Jahrhunderts. Schon ein paar Jahrzehnte sp\u00e4ter wurde erstmals eine Elektrolyse an ein Kraftwerk gekoppelt.<\/p>\n
Heute sind die Verfahren ausgefeilter, das Prinzip bleibt gleich. Ein Elektrolyseur funktioniert wie eine Brennstoffzelle, nur l\u00e4uft das Verfahren umgekehrt ab. Aus etwa f\u00fcnf Kilowattstunden (kWh) wird so ein Normkubikmeter H2 (und O2, dessen Verwertung oft nicht lohnt). Wie in der Brennstoffzelle arbeiten im Elektrolyseur aneinandergereihte Einheiten (Zellen), die zu Stapeln (Stacks) zusammengefasst sind. Und wie dort gibt es verschiedene Typen, von denen in der Praxis zwei eine Rolle spielen und ein dritter gerade erprobt wird. Klassiker ist die alkalische Wasser-Elektrolyse, sie wird seit fast einem Jahrhundert angewendet. Elektrolyt ist in der Regel Kalilauge. Solche Anlagen sind vor allem dort im Einsatz, wo gro\u00dfe Mengen g\u00fcnstiger Strom zur Verf\u00fcgung stehen, etwa an Staud\u00e4mmen. Der Wirkungsgrad wird mit 60 bis 70 Prozent angegeben.<\/p>\n
Mit Elektrolyseur aus H2 wieder Strom herstellen
\nDer zweite Typ ist der Protonen-Austausch-Membran-Elektrolyseur (PEM). Er hat eine protonenleitende Nafionmembran (eine Modifikation von Teflon), die H2 und O2 trennt. PEM-Elektrolyseure gibt es in kleinen Leistungsklassen ebenfalls schon lange, der Wirkungsgrad wurde bisher mit 40 bis 45 Prozent angegeben. Doch die Entwicklung geht weiter: Seit kurzem sind Einheiten mit bis zu zwei Megawatt (MW) Leistung auf dem Markt, die \u00e4hnliche Wirkungsgrade wie die alkalische Elektrolyse erreichen sollen, Hersteller sind unter anderen Siemens und Proton. Der dritte Typ ist die Hochtemperaturelektrolyse. Die erste Anlage ist vor kurzem in Dresden in Betrieb gegangen; sie arbeitet mit Temperaturen von rund 900 Grad Celsius und Zellen aus Keramik. In der Versuchsanlage von Sunfire wird aus dem H2 und CO2 synthetischer Treibstoff hergestellt. Da Wasserdampf statt Wasser verwendet wird, steigt der Wirkungsgrad, der Hersteller spricht von bis zu 90 Prozent. F\u00fcr die reine H2-Produktion kann die Hochtemperatur-Elektrolyse genutzt werden, wenn aus anderen Prozessen viel W\u00e4rme zur Verf\u00fcgung steht. Die keramische Zelle arbeitet in beide Richtungen – sie k\u00f6nnte aus H2 wieder Strom herstellen.<\/p>\n
Das ginge im Prinzip auch mit einem PEM-Elektrolyseur, sagt Klaus Scheffer von Siemens, wenn die gesamte Anlage entsprechend konzipiert w\u00e4re. Scheffer ist der Projektleiter des Unternehmens f\u00fcr den Energiepark Mainz, der j\u00fcngsten PtG-Anlage in Deutschland. Dort sind Windr\u00e4der von viermal zwei MW Leistung an eine PEM-Elektrolyseanlage gekoppelt, die mit drei Einheiten von je zwei MW Spitzenleistung die gr\u00f6\u00dfte PEM-Elektrolyse der Welt ist. Zusammen mit den Stadtwerken Mainz, der Hochschule Rhein-Main und dem Gasspezialisten Linde soll das Miteinander von Elektrolyse, Windanlage, Netzbetrieb und Wasserstoffverwendung erprobt werden.<\/p>\n
Noch Optimierungsbedarf
\nDas zuvor gereinigte Wasser wird mit Druck in die Elektrolysezellen eingespeist. Dort baut sich durch die Gasbildung ein Druck bis zu 35 bar auf. Die ersten Kompressionsstufen f\u00fcr die Speicherung des H2 seien deshalb nicht mehr notwendig, sagt Scheffer. Linde verwendet Ionenverdichter, die mit Fl\u00fcssigkeiten statt Kolben arbeiten, erkl\u00e4rt Stephan Metz, der die Entwicklung bei Linde betreut. Dadurch lasse sich vermeiden, dass der hochreine Wasserstoff durch Schmiermittel verschmutzt werde, au\u00dferdem sei der Energieverbrauch geringer. F\u00fcr das Erdgasnetz und f\u00fcr die Tanks werden etwa 80 bar gebraucht, f\u00fcr den Transport in Lastwagen 200 bar. Derzeit gibt es 19 \u00f6ffentlichen Wasserstofftankstellen, dort wird das Gas dann auf 700 bar komprimiert. Die gesamte Technik sei bew\u00e4hrt und sicher, sagt Metz.<\/p>\n
In wechselnden Betriebsarten soll untersucht werden, wie sich die Anlage verh\u00e4lt und wie das Zusammenspiel von Strombezug und Elektrolyse optimiert werden kann, erkl\u00e4rt Scheffer. Erprobt wird zugleich – wie in anderen Projekten -, wie sich Wasserstoff ins Erdgasnetz einspeisen l\u00e4sst. In Mainz ist das Netz ein geschlossenes System, was daran h\u00e4ngt, sei im Prinzip bekannt, sagt Jonas Aichinger, der das Projekt f\u00fcr die Stadtwerke Mainz koordiniert. In fr\u00fcheren Zeiten, als es noch Stadtgas gab, lag der H2-Anteil darin \u00fcber der H\u00e4lfte. Jetzt sollen f\u00fcnf und sp\u00e4ter bis zu zehn Prozent eingespeist werden. Problem seien die Endger\u00e4te, erkl\u00e4rt Aichinger, man m\u00fcsse testen, welchen Anteil sie vertr\u00fcgen. Vor allem die mit Erdgas betriebenen Autos tolerieren nur h\u00f6chstens zwei Prozent H2-Beimischung.<\/p>\n
Audi produziert schon Methan f\u00fcr Gas-Autos
\nAuf die PEM-Elektrolyse setzen die Entwickler gro\u00dfe Hoffnung. Sie habe gegen\u00fcber der alkalischen Elektrolyse den Vorteil, dass sie auf Lastschwankungen in Millisekunden reagieren k\u00f6nne, erkl\u00e4rt Alexander Tremel, der Elektrolyse-Experte in der zentralen Siemens-Forschung. Damit lie\u00dfen sich Druckunterschiede leichter beherrschen als mit dem fl\u00fcssigen alkalischen Elektrolyten. Deshalb kann Prim\u00e4rregelenergie zur Verf\u00fcgung gestellt werden. Die alkalische Elektrolyse hat dagegen eine Reaktionszeit von einigen Minuten, das reicht f\u00fcr Sekund\u00e4rregelenergie. Die 6 MW-Anlage von Audi in Werlte ist vor einigen Tagen entsprechend zertifiziert worden, dort wird aus dem H2 Methan f\u00fcr Gasautos produziert, weil die Infrastruktur f\u00fcr deren Betrieb schon vorhanden ist. Audi habe sich wegen der niedrigeren Investitionskosten und der bew\u00e4hrten Technik f\u00fcr eine drucklose alkalische Elektrolyse entschieden, erkl\u00e4rt Hermann Pengg, der dort f\u00fcr die erneuerbaren Energien zust\u00e4ndig ist.<\/p>\n
Bei entsprechender politischer Weichenstellung (und ohne die EEG-Umlage auf die Elektrolyse) k\u00f6nne mit gro\u00dfen Anlagen in f\u00fcnf bis zehn Jahren Methan zu den Kosten von Biogas (6 bis 8 Cent je kWh) hergestellt werden. Die reine Betrachtung der Wirkungsgrade beider Typen h\u00e4lt auch Tremel nicht f\u00fcr zielf\u00fchrend. Der Wirkungsgrad sei von der Auslastung abh\u00e4ngig, mit entsprechender Dimensionierung k\u00f6nne also ein h\u00f6herer Wirkungsgrad erreicht werden – allerdings bei h\u00f6heren Investitionskosten. Die PEM sei wartungs\u00e4rmer, aber derzeit noch teurer als die alkalische Elektrolyse. Tremel sieht, wie viele andere Fachleute, den Zukunftsmarkt der Elektrolyse vor allem in der Bereitstellung von Wasserstoff f\u00fcr die Mobilit\u00e4t. Die Konkurrenzf\u00e4higkeit der Elektrolyse gegen\u00fcber der konventionellen Herstellung aus Erdgas sei abh\u00e4ngig von den Bezugskosten von Strom und Gas, sie beginne bei 20 bis 40 Euro je MWh (ohne Ber\u00fccksichtigung der Umweltbelastung durch CO2).<\/p>\n
Dass sich angesichts der niedrigen Preise f\u00fcr Erdgas die Einspeisung von gr\u00fcnem Wasserstoff ins Gasnetz mit anschlie\u00dfender R\u00fcckverstromung wirtschaftlich nicht lohnt, meinen auch die Kritiker des Gesamtkonzepts. Gen\u00fcsslich rechnen sie vor, wie in der gesamten Kette die Wirkungsgrade zusammensinken. Nach angenommenen jeweils 70 Prozent in Elektrolyse und Brennstoffzelle zur R\u00fcckverstromung bleibt nur noch die H\u00e4lfte der eingesetzten Energie \u00fcbrig. Weitere Verluste entstehen, weil das Wasser gereinigt und unter Druck in den Elektrolyseur gef\u00fchrt wird.<\/p>\n
Kostenproblem
\nDer Wasserstoff muss anschlie\u00dfend getrocknet und verdichtet werden. Da ein Kubikmeter Wasserstoff mit rund drei kWh nur etwa ein Drittel des Energiegehalts von Erdgas hat, sinkt au\u00dferdem der Gesamtenergiegehalt des Speichers – seien es Tanks, das Gasnetz oder Salzkavernen. Den Wasserstoff zu Methan umzuwandeln (oder zu anderen Kohlenwasserstoffen, was unter dem Stichwort Power to X diskutiert wird), reduziert den Wirkungsgrad weiter. Denn die Methanisierung ist ein katalytischer Prozess, der unter Druck bei hohen Temperaturen abl\u00e4uft. Wenn die W\u00e4rme nicht anderweitig genutzt werden kann, geht dabei etwa ein F\u00fcnftel der Energie verloren. Weiters wird daf\u00fcr CO2 ben\u00f6tigt, das bereitgestellt werden muss, etwa aus den Abgasen von Kohlekraftwerken (an anderen Verfahren wird geforscht, etwa der Methanisierung durch Mikroben). Dass die Angaben zum Gesamtwirkungsgrad auseinandergehen, ist da nicht verwunderlich; je nach Art der R\u00fcckverstromung (Brennstoffzelle, Gasturbine, Blockheizkraftwerk) werden etwa vier bis f\u00fcnf kWh ben\u00f6tigt, damit daraus wieder eine kWh wird.<\/p>\n
Zweites Problem sind die Kosten. Zur Amortisation der Investitionen m\u00fcsste eine m\u00f6glichst hohe Auslastung der Anlagen angestrebt werden, also lange Laufzeiten. Dem steht das Bestreben gegen\u00fcber, billigen \u00dcberschussstrom zu nutzen und negative Regelenergie (also Stromaufnahme) zur Stabilisierung der Netze bereitzustellen – so kann es zu Stillstandszeiten oder kurzfristiger Nutzung der Spitzenlast kommen. Das verkraftet die PEM, aber der Wirkungsgrad sinkt.<\/p>\n
Erfolg ist abh\u00e4ngig vom Umweltnutzen
\nDas alles sei Gegenstand der Erprobung, sagt Scheffer, auch R\u00fcckverstromung und Methanisierung k\u00f6nnten in Mainz zu einem sp\u00e4teren Zeitpunkt getestet werden. Die PEM-Elektrolyse k\u00f6nne mit steigenden St\u00fcckzahlen billiger werden. Siemens rechnet vor, dass 2018 Preise von deutlich unter 1000 Euro je installierter kWh erreicht sein werden. Dann sollen die Elektrolyseure der dritten Generation bis zu 100 MW stark sein. F\u00fcr Linde steht die Herstellung von hochreinem gr\u00fcnen Wasserstoff f\u00fcr Industriekunden und Verkehr im Vordergrund, erkl\u00e4rt Metz. Den Gesamtwirkungsgrad bis zum Rad des Autos beziffert er mit knapp 30 Prozent. Das sei freilich immer noch effizienter als die gesamte Kette mit einem Verbrennungsmotor. Die Diskussion f\u00fchre aber in die Irre, schlie\u00dflich werde Strom verwendet, der sonst keinen Abnehmer finde.<\/p>\n
Ob sich die Elektrolyse lohnt, ist am Ende davon abh\u00e4ngig, wie der Umweltnutzen bewertet und welche anderen Verfahren zur sauberen H2-Erzeugung es geben wird. Es ist wohl die einzige M\u00f6glichkeit, gro\u00dfe Mengen Strom \u00fcber l\u00e4ngere Zeit zu speichern. Die Frage ist, ob man das braucht – Erdgas ist viel g\u00fcnstiger, allerdings ein fossiler Energietr\u00e4ger. F\u00fcr die kurzfristige Speicherung von elektrischem Strom zur Stabilisierung des Netzes gibt es auch andere Optionen. Mit denen werden wir uns in einem sp\u00e4teren Beitrag befassen.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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