Power-to-Gas

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Als Power-to-Gas (kurz PtG oder P2G, deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Gas“) wird ein chemischer Prozess bezeichnet, in dem mittels Wasserelektrolyse mit teilweise nachgeschalteter Methanisierung unter dem Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien (EE) ein Brenngas hergestellt wird.[1] Das so erzeugte Gas wird auch als EE-Gas bezeichnet. Je nach Art der eingesetzten erneuerbaren Energie wird das Gas auch Windgas, Solargas oder ähnlich genannt, je nach chemischer Zusammensetzung des Gases wird statt des Begriffes „Gas“ auch „Methan“ oder „Wasserstoff“ verwendet. Das so hergestellte Brenngas kann entweder in das öffentliche Gasnetz eingespeist, in Kavernenspeicher saisonal zwischengespeichert oder im Verkehrswesen genutzt werden. Daneben existieren auch Konzepte für integrierte Speicherkraftwerke auf Basis von reversiblen Brennstoffzellen, ein mittlerweile in den Markt eingeführt Technologie[2], die höhere Wirkungsgrade versprechen als die vorgenannten Verwendungszwecke.[3]

Bei Power-to-Gas handelt es sich um eine sogenannte Power-to-X-Technologie, wobei Power die über dem Bedarf liegenden temporären Stromüberschüsse bezeichnet und das X die Energieform oder den Verwendungszweck, in den die elektrische Energie gewandelt wird.[4] Power-to-Gas ist ein saisonaler Langfristspeicher, der niedrigere Wirkungsgrade und höhere Kosten aufweist als die Nutzung von Überschüssen im Wärmesektor bzw. Verkehrswesen (Power-to-Heat, Vehicle-to-Grid) bzw. als die Kurzfristspeicherung. Deshalb sollten diese Technologien aus Effizienzgründen früher zum Einsatz kommen als Langfristspeicher. Daher wird davon ausgegangen, dass die Power-to-Gas-Technologie erst in der dritten Phase der Energiewende benötigt wird, wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien am Strommix 60 bis 70 % und mehr erreicht[5]; andere Quellen nennen 80 %.[6]

Dann würden mit Power-to-Gas synthetische Brennstoffe produziert, die zunächst möglichst nur im Verkehrswesen eingesetzt würden; erst bei noch höheren Anteilen wäre eine Rückverstromung und damit ein Einsatz im Strom- und Wärmesektor (durch Kraft-Wärme-Kopplung) notwendig. Bei niedrigeren Anteilen sind Flexibilisierungsmaßnahmen im Energiesystem wie z.B. der verstärkte Einsatz von Wärmepumpenheizungen und Elektroautos, der Aufbau von Smart Grids, der Ausbau der Stromnetze und der Einsatz von Kurzfristspeichern (z.B. Batterie-Speicherkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke) effektivere und sinnvollere Alternativen.[5]

Inhaltsverzeichnis

Motivation und Entwicklungsgeschichte[Bearbeiten]

Schematische Darstellung eines Wind-to-Gas-Hybridkraftwerkes (integrierte elektrolytische Wasserstoffherstellung ohne nachfolgende Methanisierung)

Eine mögliche Definition von Power to Gas lautet:

„Der Begriff Power-to-Gas steht für ein Konzept, bei dem überschüssiger Strom dazu verwendet wird, per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid (CO2) in synthetisches Methan umzuwandeln. Als Speicher für dieses Methan und bis zu einem gewissen Volumenanteil auch des elementaren Wasserstoffs könnte die bestehende Erdgasinfrastruktur, also das Gasnetz mit den angeschlossenen Untertagespeichern, verwendet werden.“[7]

Power-to-Gas bezeichnet also die Umwandlung regenerativ erzeugter elektrischer Energie in chemische Energie und deren Speicherung im verfügbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase. Das Grundkonzept, mittels Windenergie elektrolytisch erzeugten Wasserstoff als Energieträger zu nutzen, wurde bereits Mitte des 19. Jahrhunderts vorgeschlagen. Bereits 1840 soll der belgische Professor Nollet einen entsprechenden Vorschlag gemacht haben; nachgewiesen ist ein Vorschlag aus dem Jahr 1868.[8] Technisch umgesetzt wurde die Idee dann erstmals Ende des 19. Jahrhunderts, als der dänische Windkraftpionier Poul la Cour im Jahr 1895 eine Windkraftanlage mit angeschlossenem Elektrolyseur in Betrieb nahm, die Knallgas zur Beleuchtung der Schule in Askov lieferte.[9]

Einen Aufschwung erhielt das Konzept im 20. Jahrhundert als Baustein der angestrebten Vision einer Wasserstoffwirtschaft bzw. zur Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom im Rahmen der Energiewende. Erst seit etwa dem Jahr 2009 wird die Möglichkeit diskutiert, Methan statt Wasserstoff zu erzeugen.

Die halbstaatliche Deutsche Energie-Agentur (dena) unterhält zu den Verfahren zur Erzeugung von EE-Gas seit Oktober 2011 eigens eine Strategieplattform unter dem Titel Power to Gas.[10] In der Online-Ausgabe des Manager Magazins wird Power-to-Gas als neue Technologie bezeichnet, deren Modell bestechend einfach klinge, da in den 450.000 Kilometer langen Gasleitungen und etwa 47 Erdgasspeichern in Deutschland schon heute Platz für 23,5 Milliarden Kubikmeter (m³) Gas sei, der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32,5 Milliarden m³ erhöhen soll.[11]

Infolge der Energiewende werden immer mehr regenerative Erzeuger errichtet. Dadurch, dass zugleich konventionelle Grundlastkraftwerke nur wenig flexibel sind und nur bis zu einem gewissen Grad gedrosselt werden können, kann es während Zeiten hoher Einspeisung von Wind- und Solarenergie zu einem Überangebot von Strom kommen, speziell bei geringer Stromnachfrage. Dieser Effekt ist abhängig von der Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks. Er tritt umso stärker auf, je höher der Anteil von schlecht zu regelnden Grundlastkraftwerken (insbesondere Kernkraftwerke und (Braun)kohlekraftwerke) ist, während er hingegen bei einem flexiblen Kraftwerkspark, der vorwiegend aus gut zu regelnden Gaskraftwerken besteht, erst später auftritt.

Bei hohen Anteilen an Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung kann auch deren Einspeisung höher liegen als die Nachfrage, womit die Energie entweder genutzt oder abgeregelt werden muss. Nutzungskonzepte, auch als Power-to-X bezeichnet, umfassen z.B. die Verwandlung in Wärme mittels Power-to-Heat, die Nutzung im Mobilitätswesen, z.B. mittels Vehicle to Grid oder die Speicherung in Speicherkraftwerken wie Pumpspeichern, Batteriespeichern oder Druckluftspeicherkraftwerken. Diese Speicher sind jedoch primär Kurzfristspeicher, zugleich wird aber für eine regenerative Vollversorgung ebenso ein Langfristspeicher benötigt, der eine saisonale Energiespeicherung möglich macht. Hierfür kommen praktisch nur chemische Speicher wie z.B. Power-to-Gas in Frage. Gleichzeitig kann die Integration von Power-to-Gas-Anlagen in die elektrischen Energieversorgungssysteme wie auch herkömmliche Speicher zur Sicherung der Netzstabilität eingesetzt werden, indem sie als regelbare Last eingesetzt werden.

In der Fachliteratur wird davon ausgegangen, dass ab einem Erneuerbare-Energien-Anteil von etwa 40 % in größerem Maße zusätzliche Speicher benötigt werden, vereinzelt wird auch die Zahl 70 % genannt.[12] Unterhalb von 40 % Erneuerbaren Energien stellt eine Ausregelung durch Wärmekraftwerke sowie eine geringfügige Abregelung von Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien (erwartet werden etwa 260 GWh pro Jahr bzw. 1 Promille der bei einem 40-%-Anteil prognostizierten Ökostromerzeugung) eine volkswirtschaftlich effizientere Möglichkeit zum Ausgleich dar. Ursächlich hierfür ist, dass Speicher in diesem Fall größtenteils zur besseren Auslastung von in Grundlast betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerke eingesetzt würden und zugleich die Kosten für den Neubau von Speichern den Nutzen durch eine gleichmäßigere Kraftwerksfahrweise deutlich überstiegen. Daher werden zusätzliche Speicher in Deutschland frühestens ab dem Jahr 2020 für notwendig gehalten.[13]

Grundsätzlich gilt, dass die gleichzeitige Erzeugung von Synthesegas mittels Power-to-Gas-Technologie eine Energieverschwendung darstellt, solange Erdgas in großem Umfang zur Bereitstellung von Prozesswärme und Warmwassererzeugung genutzt wird. Dies liegt darin begründet, dass Strom zu Heizzwecken eine Effizienz von nahezu 100 % aufweist und somit mehr Erdgas durch direkte Heizung mit Strom eingespart werden könne, als EE-Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann.[14][15]

Power-to-Gas-Konzept[Bearbeiten]

Gas-Gewinnung[Bearbeiten]

Elektrolyse von Wasser
GBF: Gleichspannungsquelle

Dem synthetisch hergestellten Methangas wird auf Grund seiner Speicherfähigkeit eine besondere Rolle im Bereich der regenerativen Energien zugeschrieben. Wie herkömmliches synthetisches Erdgas kann es in das bereits vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden; es ermöglicht so die Speicherung und den Transport der Energie zum Verbraucher und kann damit das elektrische Netz entlasten. Ausgangsmaterialien für die Herstellung dieses EE-Gases sind Wasser und Kohlenstoffdioxid, welche in Zeiten überschüssiger erneuerbarer Energie unter anderem zur Netzstabilisierung mittels Wasserelektrolyse in Wasserstoff[16] und anschließend ggf. per Methanisierung in Methan umgewandelt werden.

Elektrolyse[Bearbeiten]

Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser erzeugt und möglichst direkt in das Gasnetz eingespeist (die derzeit zulässige Obergrenze für die Wasserstoffkonzentration im deutschen Erdgasnetz beträgt 5 Volumenprozent, im Stadtgasnetz waren etwa 50 % Wasserstoff enthalten) oder in Großspeichern wie Salzkavernen zwischengespeichert[16]. Die zur Elektrolyse benötigte elektrische Energie wird mittels Windkraftanlagen oder durch Solarzellen erzeugt.

Bei der Erzeugung von Wasserstoff als EE-Gas durch Wasserelektrolyse läuft folgende chemische Reaktion ab:

\mathrm{2\;H_2O + Energie \leftrightharpoons 2\;H_2 + O_2}

Zwei Wassermoleküle (H2O) werden in zwei Wasserstoffmoleküle (H2) und ein Sauerstoffmolekül (O2) aufgespalten.

Zur Elektrolyse können alkalische Eletrolyseure, PEM-Elektrolyseure und Festoxidbrennstoffzellen genutzt werden.[17]

Methanisierung[Bearbeiten]

Technische Methanisierung[Bearbeiten]
Methanisierung von CO2 mittels elektrolytisch gewonnenem Wasserstoff

Alternativ kann der Wasserstoff zusammen mit Kohlenstoffdioxid in Methangas umgewandelt werden, das bis zu 100 % in das Gasnetz eingespeist oder in Gasspeichern gelagert werden kann.[18]

Bei der Erzeugung von Methan als EE-Gas läuft folgende Reaktion ab:[19]

\mathrm{4\;H_2 + CO_2 \rightarrow CH_4 + 2\;H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -164{,}9\,\mathrm{kJ/mol}

Dabei beschreibt \Delta H_\mathrm{R} die bei dieser exothermen Reaktion freiwerdende Reaktionsenthalpie. Die Reaktion läuft dabei in zwei Teilreaktionen ab:[19]

(1) \mathrm{H_2 + CO_2 \rightarrow CO + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = +41{,}5\,\mathrm{kJ/mol}
(2) \mathrm{3\;H_2 + CO \rightarrow CH_4 + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -206{,}4\,\mathrm{kJ/mol}

In der ersten Teilreaktion reagiert der per Elektrolyse erzeugte Wasserstoff (H2) zunächst in einer reversen Wassergas-Shift-Reaktion mit Kohlenstoffdioxid (CO2) zu Kohlenmonoxid (CO) und Wasser (H2O). In der zweiten Teilreaktion reagiert das im ersten Schritt entstandene Kohlenmonoxid mit weiterem Wasserstoff zu Methan (CH4) und wiederum Wasser. Bei dieser zweiten Teilreaktion handelt es sich um eine Variante der Fischer-Tropsch-Synthese.[20] Da der Prozess exotherm verläuft, entsteht Abwärme. Wird diese zur Verdampfung des Wassers in Kombination mit einer Hochtemperatur-Dampfelektrolyse eingesetzt, kann der Wirkungsgrad des Gesamtprozesses um etwa 16 % gesteigert werden.[21]

Mögliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energieträgern befeuerte Kraftwerke, Biogasanlagen, Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft.[19][1] Auch Kläranlagen bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an.[22] Zwei Verbundeffekte ergeben sich jedoch bei der Kombination mit einer Biogasanlage. Zum einen kann der Einspeisepunkt in das Erdgasnetz gemeinsam genutzt werden, zum anderen enthält Rohbiogas neben Methan als Hauptbestandteil erhebliche Mengen CO2. Letzteres müsste vor der Einspeisung abgetrennt werden, wie auch bei der Herstellung von Biomethan als Biokraftstoff. Dieser Schritt kann durch Methanisierung eingespart werden. Das schon vorhandene Methan stört dabei nicht, wohl aber Spuren von Schwefelwasserstoff, die für diese Nutzung abgetrennt werden müssen,[1] etwa durch Aktivkohle. Ein oxidatives Verfahren wie bei der Rauchgasentschwefelung wäre ungeeignet, da der notwendige Lufteintrag den Ertrag schmälern würde.

Während Wasserstoff als EE-Gas lediglich der Elektrolyse bedarf, laufen die meisten Verfahren zur EE-Gas-Produktion in Form von Methan chemisch ab und erfordern einen hohen Druck, eine hohe Temperatur, CO2-Konzentration und -Reinheit.

Mikrobielle Methanisierung[Bearbeiten]

Es gibt auch die Möglichkeit, die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von Archaeen durchzuführen. Durch die hohe Selektivität der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden.[23][24][25] Der mikrobielle Power-to-Gas-Prozess basiert auf dem gleichen Prinzip wie die chemische Variante. Der Unterschied ist, dass er unter physiologischen Bedingungen stattfindet und eine bessere Energieeffizienz hat. Das bedeutet, dass der gebildete Wasserstoff wie beim chemischen Prozess durch Elektrolyse gewonnen wird. Dies geschieht aber bei Raumtemperatur und neutralem pH. Die Methanbildungsraten sind allerdings geringer als bei der chemischen Variante. Dem Problem kann begegnet werden, indem die Kathodenoberfläche vergrößert wird.[26]

Der Prozess vollzieht sich schrittweise. Zunächst werden Enzyme sezerniert, die sich an der Kathodenoberfläche anheften.[27] und so das Überpotential zur Elektrolyse reduzieren[28] Danach beginnen methanogene Archaeen den gebildeten Wasserstoff zur Methanogenese zu nutzen. Diese sogenannten Methanogenen wachsen sowohl bei Raumtemperatur als auch bei höheren Temperaturen, bei denen die Methanbildungsraten ebenfalls höher sind. Methanogene, die typischerweise die Reaktoren besiedeln, gehören den Gattungen Methanobacterium[29], Methanobrevibacter[30] und Methanothermobacter (thermophil)[31] an. Eine direkte Elektronenübertragung wurde ebenfalls postuliert.[32]

Ein neues, sich noch in Entwicklung befindendes, Verfahren verlegt die Methanisierung in den Fermenter einer Biogasanlage und nutzt dafür die vorhandenen Mikroorganismen. Die überschüssigen CO2-Mengen entstehen, weil die Mikroorganismen zu wenig Wasserstoff vorfinden. Wenn per Elektrolyse direkt im Fermenter Wasserstoff erzeugt wird, kann so eine Methanausbeute von bis zu 95 Prozent erreicht werden und die anfallende Abwärme kann auch noch genutzt werden.[33]

Einspeisung[Bearbeiten]

Einspeisepunkte[Bearbeiten]

EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle in das Erdgasnetz eingespeist werden[34]. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen [35], bietet sich beispielsweise auch eine Einspeisung im Bereich existierender oder neu geschaffener Gasversorgungsbauwerke – wozu unter anderem Gaswerke, Gaskraftwerke, Hybridkraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Verdichterstationen oder auch die Gasometer genannten Gasbehälter zählen – als Einspeisepunkte an. Auch eine Verknüpfung der Einspeisung mit vorhandenen Biogasanlagen ist generell denkbar.

Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung[Bearbeiten]

Bei der Umsetzung von Power-to-Gas werden in der Fachwelt verschiedene Probleme diskutiert:

Für die Speicherung als Wasserstoff spricht der deutlich höhere Wirkungsgrad gegenüber der Methanisierung. So können bei der Wasserstoffspeicherung elektrische Gesamtwirkungsgrade (Elektrolyse => Speicherung => Rückverstromung) von 49 bis 55 % erreicht werden.[36] Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer, da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann.

Allerdings kann laut dem Gasnetzbetreiber Ontras Wasserstoff im Gas in hohen Konzentrationen die Leitungen beschädigen und teure Nachrüstungen notwendig machen. Preiswerter wäre es für Gasnetzbetreiber, ihn nach der Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen.[37] Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist jedoch davon auszugehen, dass langfristig nur noch wenige Quellen für konzentriertes Kohlenstoffdioxid zur Verfügung stehen werden. Alternativ wäre eine Gewinnung aus der Luft möglich, die jedoch energetisch aufwändig und teuer ist.[38] Eine Tonne CO2 aufzufangen kostet bis zu 500 Euro.

Die unerwünschten Korrosions-Effekte treten vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, welche heutzutage in der Regel im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was durch mehrere Studien belegt wurde.[39]

Die Bundesnetzagentur vertritt die Meinung, dass sowohl der Wasserstoff prioritär auf der Ebene der Übertragungsnetze als auch die Methanisierung auf der Ebene der Gasverteilnetze eine Zukunft haben.[37] Gegen eine zu hohe Wasserstoffkonzentration sprechen bei der derzeitigen Infrastruktur nicht nur mögliche Materialschäden an Gasleitungen, Verdichtern und anderen gastechnischen Anlagen, sondern vor allem sicherheitstechnische Fragen zur Vermeidung einer Knallgasreaktion.

Andererseits gibt es bereits im Ruhrgebiet seit Jahrzehnten ein über 240 km langes Wasserstoffnetz. Weltweit existierten 2010 mehr als tausend Kilometer Wasserstoffleitungen.[40] Air Liquide betreibt zwölf Pipeline-Netze mit einer Gesamtlänge von 1200 km.[41]

Weiterhin ist umstritten, wie schnell die Einspeisegrenzen (heute direkt maximal 5 % Wasserstoffanteil) erreicht werden. Bei der Methanisierung wiederum wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb man derzeit von einem Energieverlust bei der Rückverstromung von 50 bis 67 Prozent ausgeht. Dazu gibt die Unternehmensberatung A.T. Kearney an, dass ein sich ergebender Preis von 80 Euro pro Megawattstunde für künstlich produziertes Methan drei mal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre.[11]

Nutzung des Synthesegases[Bearbeiten]

Wirkungsgrad je nach Verwendung des Stroms, Feb. 2011
(ggf. Methanisierung von Biogas)[1]
Weg Wirkungsgrad Anmerkung
Strom → Gas
Wasserstoff 54–72 % mit 200 bar komprimiert
Methan (SNG) 49–64 %
Wasserstoff 57–73 % mit 80 bar komprimiert
(Erdgasleitung)
Methan (SNG) 50–64 %
Wasserstoff 64–77 % ohne Kompression
Methan (SNG) 51–65 %
Strom → Gas → Strom
Wasserstoff 34–44 % mit 80 bar komprimiert
und zu 60 % verstromt
Methan (SNG) 30–38 %
Strom → Gas → Strom & Wärme (KWK)
Wasserstoff 48–62 % mit 80 bar komprimiert und
Strom/Wärme anteilig 40/45 %
Methan (SNG) 43–54 %

Für Wasserstoff und Methan bieten sich unterschiedliche Einsatzmöglichkeiten an. Da Erdgas zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, kann Erdgas in vielen Fällen durch Methan aus Power-to-Gas-Anlagen ersetzt werden. Die Power-to-Gas-Technologie lässt sich somit für viele Anwendungen einsetzen und verbindet somit Märkte für elektrischen Strom, Wärme und Mobilität miteinander.[16][18] Der Nutzungsgrad ist bei Wasserstoffeinspeisung von der Verwendung des Gases, vom Energieaufwand für die Verdichtung sowie von der Länge der Transportleitungen abhängig.

Erzeugung elektrischer Energie[Bearbeiten]

Die chemische Energie von EE-Gas kann bei Bedarf in elektrische Energie umgewandelt werden.[42] Es kann in unterschiedlichen Arten von Gaskraftwerken und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt werden. Wird EE-Gas als Stromspeicher eingesetzt, dann beträgt der Wirkungsgrad von Strom zu Strom zwischen 30 % und 44 %.[1] Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von 43 % bis 62 % erreichbar.[1]

Wärme[Bearbeiten]

Wie Erdgas heute kann EE-Gas für die Wärmebereitstellung beispielsweise zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden. Wird der beigemischte Wasserstoff in einem Brennwertkessel zur Wärmeerzeugung genutzt, wird ein Wirkungsgrad von 69 % erzielt.[43]

Mobilität[Bearbeiten]

Methanzapfsäule in Italien

EE-Gas kann in Brennstoffzellenfahrzeugen oder auch zum Antrieb von Gasfahrzeugen mit Verbrennungsmotor (z. B. Erdgasfahrzeuge) eingesetzt werden. Eine wichtige Anwendung von EE-Gas in Form von EE-Wasserstoff wird möglicherweise die Mobilität in Form von Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge sein. Dies erklärt sich aus folgenden Gründen:

  • Die Gewinnung von EE-Wasserstoff erfolgt in Zeiten hohen Energieangebotes aus Wind- bzw. Solarenergie mit dem Ziel, Energie aus dem elektrischen System herauszutransferieren: Eine Rückführung dieser Energie in das elektrische System ist mit hohen Verlusten verbunden und sollte unterbleiben bzw. Engpasszeiten (zu wenig Stromangebot) vorbehalten bleiben.
  • Die Nutzung von EE-Wasserstoff in der Mobilität erzielt mit etwa 50 % den höchsten Wirkungsgrad und den besten wirtschaftlichen Effekt – letzteres insbesondere, weil Brennstoffzellenfahrzeuge nur etwa 10–20 kWh Energie (ca. 0,35–0,7 kg Wasserstoff) auf 100 km benötigen.[44][45] Während Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren etwa 50–150 kWh Primärenergie auf 100 km benötigen, verbrauchen Brennstoffzellenfahrzeuge auch unter Berücksichtigung der Umwandlungsverluste zu Wasserstoff nur etwa 30 kWh primären Wind- oder Solarstromes. Beim Einsatz von Windstrom im Wert von ungefähr 0,10 €/kWh sind Windwasserstoffpreise von rund 8 €/kg erzielbar, was etwa 0,27 €/kWh entspricht. Somit sind Treibstoffkosten von 8 bis 16 € pro 100 km erzielbar, was mit heutigen Kosten vergleichbar ist. Allerdings wird auf Wasserstoff derzeit keine Mineralölsteuer erhoben.
  • Während Erdöl immer knapper und teurer wird, sinken die Preise für Wind- und Solarstrom ständig.

Neben der Nutzung von Gas kommen für den Mobilitätssektor auch synthetische Kraftstoffe in Frage, eine Technik, die als Power to Liquid (deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Flüssigkeit“) bekannt ist.[46] Anders als Power-to-Gas haben die unterschiedlichen Power-to-Liquid-Technologien die Herstellung flüssiger Kraftstoffe als Ziel.

Integrierte Konzepte[Bearbeiten]

Neben Anlagen, die das Synthesegas in das Gasnetz einspeisen oder für Endnutzer im Verkehrswesen bereitstellen, existieren auch Konzepte für integrierte Power-to-Gas-Anlagen, die das Synthesegas in Anlageneigenen Tanks oder Kavernen zwischenspeichern und schlussendlich wieder elektrische Energie (und ggf. Wärme) in die Netze der öffentlichen Energieversorgung einspeisen. Diese Anlagen weisen häufig besondere Konzepte zur Abwärmenutzung auf und erreichen somit höhere Wirkungsgrade als netzeinspeisende Anlagen.

2015 wurde von Jensen et al ein Studie mit einem solchen Konzept in der Fachzeitschrift Energy and Environmental Science veröffentlicht. Anstelle von Elektrolyseuren, Methanisierungsanlagen und Gaskraftwerken zur Rückverstromung sollen reversibel arbeitende Festoxidbrennstoffzellen zum Einsatz kommen, die beim Speicherprozess aus Wasser und Kohlenstoffdioxid ein Methan-Wasserstoffgemisch und beim Entladevorgang wieder die Ausgangsmaterialien herstellen. Durch die Arbeitsweise bei relativ niedriger Temperatur und hohem Druck kann die bei der stark exothermen Spaltung von Wasser und Kohlenstoffdioxid in Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Sauerstoff gewonnene Wärme zur Herstellung eines Methanreichen Brenngases (endotherme Reaktion) genutzt werden, womit Wärme- und damit Effizienzverluste beim Speichervorgang stark vermindert werden. Gespeichert würden Methan und Kohlendioxid in zwei unterschiedlichen unterirdischen Kavernenspeichern, die auf eine Speicherkapazität von mehreren Monaten dimensioniert werden könnten.

Bei der Rückverstromung würde unterirdisch verpresstes Brenngas (ein Gemisch aus aus Methan und Wasserstoff) nach Entspannung, Erhitzung und Vermischung mit Wasser in die Brennstoffzelle geleitet, die aus dem Brenngas elektrische Energie und ein Wasserdampf- und Kohlenstoffdioxidreiches Abgas gewönne, wobei letzteres wieder gespeichert würde. Die heißen Abgase aus der Brennstoffzelle würden hierbei genutzt, um die Brenngase vor Eintritt in die Brennstoffzelle zu erhitzen. Diese thermische Integration der einzelnen Systembestandteile gilt als Schlüsselbedingung für den hohen Gesamtwirkungsgrad der Anlage. Auf diese Weise lässt sich nach Angabe der Autoren ein gesamter Speicherwirkungsgrad von bis ca. 72 % bei vergleichsweise geringen Kosten erzielen. In Sachen Kapazität, Kosten und Wirkungsgrad sei die Technik in etwa vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken, allerdings sei die Speicherbasis chemisch, womit dieser Speicher der bessere Langfristspeicher sei. Die Speicherkosten seien unter bestimmten Umstände vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken und günstiger als Batteriespeicher, Druckluftspeicher und herkömmlicher Wasserstoffspeicher. Basis dieser Berechnung war ein Speicherkraftwerk mit 250 MW installierter Leistung der Brennstoffzellen und einer Speicherkapazität von 500 GWh (ca. 3 Monate). Die Lebensdauer der Gesamtanlage wurde mit 20 Jahre angesetzt, die der Brennstoffzellen mit 5 Jahren.[3]

Situation in Deutschland[Bearbeiten]

Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes[Bearbeiten]

Eine große Bedeutung bei der Nutzung von EE-Gas wird der Möglichkeit der Speicherung des Wasserstoff- bzw. Methangases in einem bereits vorhandenen Erdgasnetz zugerechnet.

Laut Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) benötigt Deutschland im Jahr 2050 – wenn laut Bundesregierung 80 % des elektrischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen sollen – zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne Speicherkapazitäten von 30 Terawattstunden (TWh).[11] Demgegenüber wurde die Speicherkapazität der Erdgasspeicher im deutschen Erdgasnetz im April 2010 vom Fraunhofer-IWES mit über 200 TWh angegeben, was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht.[47]

Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von 0,04 TWh und sind für eine Nutzungsdauer im Stundenbereich ausgelegt.[18] Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich höheren Wirkungsgrad (zwischen 70 % und 85 %), die Wirtschaftlichkeit wird aber auch durch die erheblichen Investitionskosten und den Flächenverbrauch bestimmt. Die installierte Leistung wird ausgebaut, kann aber in Deutschland aufgrund topographischer wie auch politischer Gründe nicht in die Größenordnung der Speicherfähigkeit des Erdgasnetzes kommen. Großes Potential für Speicherkapazitäten existiert dagegen in Nordeuropa. In Norwegen gibt es beispielsweise für Speicherwasserkraftwerke nutzbare Reservoire mit einer potentiellen Speicherkapazität von insgesamt etwa 84 TWh, in Schweden von etwa 34 TWh.[48] Diese Speicherkapazität liegt in einer ähnlichen Größe wie die Speicherkapazität des deutschen Gasnetzes.

Eine Übersicht der Power-to-Gas-Anlagen in Deutschland gibt die interaktive Karte auf der Seite der Power-to-Gas-Strategieplattform der Deutschen Energie-Agentur [49]

Rechtliche Voraussetzungen[Bearbeiten]

Deutschlandlastige Artikel Dieser Abschnitt stellt die Situation in Deutschland dar. Hilf mit, die Situation in anderen Staaten zu schildern.
Folgende Teile dieses Abschnitts scheinen seit 2012 nicht mehr aktuell zu sein: EEG-Gesetz zwischenzeitlich zweimal überarbeitet Bitte hilf mit, die fehlenden Informationen zu recherchieren und einzufügen.

Sofern Power-to-Gas-Anlagen mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben werden, fällt EE-Gas unter die Definition von „Speichergas“ gemäß § 3 Nr. 9a EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) und „Biogas“ gemäß § 3 Nr. 10c EnWG (Energiewirtschaftsgesetz).[50]

In jüngster Zeit wird diskutiert, ob neben dem seit mehr als zehn Jahren geltenden Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und der sogenannten Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV), welche die Einspeisung von Biogas und EE-Gas durch den Netzbetreiber sicherstellt, ein zusätzliches „Gesetz zur Förderung der Einspeisung von Gas“ benötigt wird, um entsprechende Technologien mittels spezieller Subventionen voranzutreiben.[51]

Da aus einem Speicher rückgespeister Strom rechtlich wie erstmals erzeugter Strom behandelt wird, dürfen derzeit die deutschen Stromnetzbetreiber keine Stromspeicher in ihr Netz integrieren. Sie sind daher gezwungen, Netzkapazitäten selbst dann auszubauen, wenn ein Stromspeicher die wirtschaftlichere Lösung wäre.[52]

Existierende und geplante Anlagen[Bearbeiten]

Weltweit erste Demonstrationsanlage (ZSW / IWES / ETOGAS)[Bearbeiten]

Die weltweite erste Pilotanlage mit einer Leistung von 25 kW zur Produktion von Methan nach dem Power-to-Gas-Verfahren wurde im November 2009 in Stuttgart am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) unter Beteiligung des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und des Unternehmens SolarFuel (heute ETOGAS GmbH) in Betrieb genommen.[53] Mit der Anlage wurde die grundsätzliche Machbarkeit des Verfahrens nachgewiesen; das CO2 wurde der Umgebungsluft entnommen. Die technische Grundlagenentwicklung wurde von den Forschungsinstituten ZSW (Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff-Forschung, Stuttgart) und Fraunhofer IWES (Kassel) durchgeführt.[47]

Test in der Energielandschaft Morbach (juwi / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im März 2011 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage von juwi und SolarFuel (heute ETOGAS) in der Energielandschaft Morbach im Hunsrück installiert und dort für einige Wochen getestet.[54] Dieser Test kombinierte eine Windgasanlage, einen Windpark und eine Biogasanlage.[55]

Demonstration der Direktmethanisierung von Biogas am Hessischen Biogas-Forschungszentrum (IWES / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im Jahr 2012 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage für mehrere Monate an einer Biogasanlage am Standort des Hessischen Biogas-Forschungszentrums betrieben. In dem Pilotversuch, den das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und das Unternehmen SolarFuel (heute ETOGAS) gemeinsam mit den Ländern Hessen und Thüringen durchführten, wurde die direkte Umwandlung des im Biogas enthaltenen Kohlendioxids in Methan demonstriert.[56]

250-kW-Anlage, Stuttgart (ZSW / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im Oktober 2012 ging am ZSW in Stuttgart eine mit 250 kW Leistung zehnmal so große – zum Zeitpunkt die weltgrößte Power-to-Gas-Anlage – in Betrieb.[57] Die Anlage wurde im Rahmen eines vom BMU geförderten Projektes mit den Projektpartnern ZSW, IWES und SolarFuel (heute ETOGAS) im Technikum des ZSW als PtG-Versuchsanlage mit Elektrolyse (250 kW elektrische Anschlussleistung) und mehreren Methanisierungsvarianten aufgebaut.

Hybridkraftwerk von Enertrag[Bearbeiten]

Hauptartikel: Kraftwerk Prenzlau
Biogasanlage, Gastank und Windkraftanlage des Hybridkraftwerks Prenzlau von Enertrag

Das Unternehmen Enertrag betreibt eine Pilotanlage, ein im März 2012 in den Normalbetrieb gegangenes Hybridkraftwerk in der Uckermark nördlich von Prenzlau (Brandenburg), das Wasserstoff als Zwischenspeicher nutzt. Gespeist wird die Anlage, die im Oktober 2011 erstmals in Betrieb ging, von insgesamt drei Windturbinen mit je zwei Megawatt. Die Leistung des Elektrolyseurs beträgt 500 kW bei etwa 75 % Wirkungsgrad.[58]

Kooperationen von Greenpeace Energy mit Enertrag[Bearbeiten]

Der Energieversorger Greenpeace Energy bot seit dem 1. Oktober 2011 einen Windgas-Fördertarif an, der bei Lieferung von konventionellem Erdgas einen Förderbeitrag von 0,4 Euro-Cent pro Kilowattstunde für Windgasanlagen enthält und von derzeit 6.000 Kunden subventioniert wird. Da Greenpeace Energy über keinen Elektrolyseur verfügt, unterzeichnete das Unternehmen im Januar 2012 einen Abnahmevertrag zum Bezug von Wasserstoff von der Firma Enertrag.[59] Nach anfänglichen Vertragsproblemen und Anlaufschwierigkeiten erfolgt seit dem 12. Dezember 2014 die Einspeisung von „Windgas“ in das Gasnetz durch die Enertrag-Pilotanlage in der Uckermark.[60]

Planungen zur Errichtung einer eigenen Greenpeace-Anlage zur Erzeugung von Windgas wurden vom Aufsichtsrat Ende 2012 zunächst einstimmig abgelehnt.[61] Hintergrund seien die gegenwärtige Vollvergütung bzw. die EEG-Entschädigungszahlungen auch für nicht einspeisefähigen Wind-Spitzenlaststrom, was zumindest aus ökonomischer Sicht für Energieerzeuger keine Windgas-Anlagen zwingend nötig macht und dem Windgas-Konzept entgegen laufe. Doch plant Greenpeace Energy für 2015 den Bau einer eigenen Elektrolyseanlage.[62]

Enertrag, TOTAL und Vattenfall[Bearbeiten]

Dieselbe Enertrag-Anlage dient auch der TOTAL Deutschland GmbH als Lieferant einer Wind-Wasserstofftankstelle in der Heidestraße in Berlin-Mitte, die seit dem 18. April 2012 im Rahmen des Wasserstoffprojekts Clean Energy Partnership (CEP) zunächst 50 und bis Ende des Jahres 2012 laut Bundesverband Windenergie dann 100 Brennstoffzellen-Fahrzeuge mit Wasserstoff versorgen soll.[63] Weiterhin ist die Anlage auch Teil einer Kooperation zwischen Enertrag, TOTAL und der Vattenfall Europe Innovation GmbH zum Thema erneuerbare Energien.[64]

Industrielle 6-MW-Power-to-Gas-Anlage in Werlte (Audi / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im Auftrag der Audi AG errichtete die ETOGAS GmbH in Werlte neben einer bestehenden Biogasanlage eine industrielle Pilotanlage zur Umwandlung von Ökostromüberschüssen in erneuerbares Erdgas, von Audi „e-gas“ genannt. Hierbei wird zur Methanisierung neben dem aus regenerativen Quellen gewonnen Wasserstoff auch regeneratives CO2 aus einer von MT-Biomethan gelieferten Biogasaufbereitungsanlage eingesetzt. Die Anlage mit einer elektrischen Anschlussleistung von 6 MW wird 1,4 Millionen Kubikmeter in Erdgas-Normqualität pro Jahr produzieren.[65] Die Anlage wurde am 25. Juni 2013 eingeweiht[66] und hat im Herbst 2013 ihren Probebetrieb abgeschlossen. Im Rahmen des e-Gas-Projekts von Audi produziert die Anlage erneuerbaren Kraftstoff für das erste CNG-Modell der Marke Audi, den Audi A3 Sportback g-tron.[67]

MicrobEnergy-Anlagen in Schwandorf (Oberpfalz)[Bearbeiten]

In Schwandorf/Oberpfalz hat das zur Viessmann Group gehörende Unternehmen MicrobEnergy GmbH im Februar 2013 eine Forschungsanlage in Betrieb genommen, bei der ein mikrobiologisches Verfahren zur Methanisierung des Wasserstoffs zum Einsatz kommt. Aus den im Elektrolyseur erzeugten 21,3 m³ Wasserstoff pro Stunde entstehen durchschnittlich 5,3 m³/h Methan.

Eine zweite MicrobEnergy-Anlage befindet sich seit Juli 2013 in Bau. Am Standort der Verbandskläranlage Schwandorf-Wackersdorf erzeugt ein Elektrolyseur 30 m³/h Wasserstoff, die in einem 1300 Kubikmeter fassenden Faulturm mikrobiologisch in 7,5 m³/h Methan umgewandelt werden. Projektpartner ist neben dem Zweckverband Verbandskläranlage Schwandorf die Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) der Technischen Hochschule Regensburg.[68]

E.ON-Anlage in Falkenhagen (Brandenburg)[Bearbeiten]

In Falkenhagen in der brandenburgischen Prignitz hat der Energiekonzern E.ON im Juni 2013 erstmals im Testlauf einer Pilotanlage aus Windkraft erzeugten Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Insgesamt wurden in dem eine Stunde dauernden Test rund 160 Kubikmeter Wasserstoff erzeugt und eingespeist. Damit hat E.ON die gesamte Prozesskette von der Stromaufnahme bis hin zur Einspeisung des Wasserstoffs zum ersten Mal mit Erfolg praktisch umgesetzt.

Ende August 2013 wurde die Pilotanlage in Betrieb genommen. Laut E.ON produziert die Anlage mittels Alkali-Elektrolyse rund 360 Normkubikmeter Wasserstoff pro Stunde.[69][70]

WIND-projekt-Anlage im Windpark Werder/Kessin[Bearbeiten]

WIND-projekt errichtete im Windpark Werder/Kessin eine Elektrolyse-Anlage mit 1000 kW geplanter Leistung.[71][72]

Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe[Bearbeiten]

Am Standort Frankfurt am Main hat die Thüga-Gruppe am 26. November 2013 eine Power-to-Gas-Demonstrationsanlagen in Betrieb genommen. [73][74] Über eine Protonen-Austausch-Membran (PEM) werden pro Stunde 60 m³ Wasserstoff erzeugt. Eine Besonderheit der Anlage ist die Einspeisung des Wasserstoffs in das lokale Erdgasverteilnetz.

Europäisches Forschungsprojekt HELMETH[Bearbeiten]

Im April 2014 wurde das von der EU geförderte und vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) koordinierte[75] Forschungsprojekt HELMETH[76] (Integrated High-Temperature ELectrolysis and METHanation for Effective Power to Gas Conversion) gestartet.[77] Beteiligt sind neben dem KIT: Politecnico di Torino (POLITO), Sunfire GmbH, ERIC, EEI, Nationale Technische Universität Athen (NTUA) und der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Das Ziel des EU-Projekts ist, die Machbarkeit eines hocheffizienten Power-to-Gas-Prozesses mit thermischer Integration von Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) und CO2-Methanisierung zu demonstrieren. Durch die thermische Integration von exothermer Methanisierung und Verdampfung für die Wasserdampfelektrolyse wird ein Wirkungsgrad von über 85 % erwartet (Brennwert des erzeugten Methans bezogen auf die eingesetzte elektrische Energie). Die Kopplung der Komponenten unter erhöhtem Druck ist für das Jahr 2016 in einer Demonstrationsanlage mit etwa 30 kW Leistung geplant.

Energiepark Mainz[Bearbeiten]

Im Energiepark Mainz wurde im Juli 2015 ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 6 MW in Betrieb genommen, die als die bis dato weltgrößte Power-to-Gas-Anlage gilt. Der produzierte Wasserstoff wird teilweise in das Gasnetz eingespeist und teilweise an Wasserstofftankstellen ausgeliefert.[78] Das Forschungsprojekt wurde unter anderem vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Beteiligt sind die Hochschule RheinMain sowie die Unternehmen Siemens, Linde und die Stadtwerke Mainz.[79][80]

Weitere Planungen für Power-to-Gas-Anlagen[Bearbeiten]

Weitere Anwenderin der Power-to-Gas-Technologie ist die sunfire GmbH.[81]

Laut Manager Magazin interessieren sich auch Enercon und einige Stadtwerke für die Power-to-Gas-Technologie. Als Argument dafür, dass sich inzwischen auch Gasversorger für die Technik interessieren, wird unter anderem der rückgängige Gasbedarf zum Heizen auf Grund verbesserter Isolierung von Gebäuden angeführt.[11]

Anlagen außerhalb Deutschlands[Bearbeiten]

Underground Sun Storage in Pilsbach, Österreich[Bearbeiten]

In Österreich wurde 2014 ein Forschungsprojekt in Angriff genommen, bei dem mittels Power-to-Gas-Technologie erzeugtes Methangas direkt in einen unterirdischen Porengasspeicher eingebracht werden soll. Abgeschlossen werden soll das Forschungsprojekt im Jahr 2016.[82]

Versorgung von Utsira in Norwegen[Bearbeiten]

Hauptartikel: Utsira#Stromversorgung

Von 2004 bis 2008 wurden zehn Haushalte der norwegischen Insel Utsira von Windkraftanlagen sowie einem Speichersystem bestehend aus Elektrolyseur, Druckspeicher, Brennstoffzelle und Wasserstoffturbine mit Strom versorgt.[83]

Demonstrationsanlage in Foulum, Dänemark[Bearbeiten]

Die Universität Aarhus, das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), Erdgas Zürich sowie weitere dänische und deutsche Akteure engagieren sich für eine Demonstrationsanlage im dänischen Foulum.[84]

GRHYD-Demonstratonsprojekt in Dunkerque, Frankreich[Bearbeiten]

Ein unter anderem aus GDF Suez und Areva bestehendes Industriekonsortium plant in Dunkerque zum einen eine Tankstelle für einen Flüssigkraftstoff mit bis zu 20 % Wasserstoffanteil, zum anderen die Einspeisung von Wasserstoff in das Gasverteilnetz.[85]

Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil, Schweiz[Bearbeiten]

Die Regio Energie Solothurn plant in Zuchwil (Kanton Solothurn) ein „Hybridwerk“ in Betrieb zu nehmen, das Strom-, Gas- und Wärmenetze miteinander verbinden soll. Die erste Ausbaustufe dieses Hybridwerks, bestehend aus einer 6-MW-Gasheizzentrale mit zwei 5,5-MWh-Wärmespeichern, einem 0,7-MW-Blockheizkraftwerk, einem 300-kWel-Elektrolyseur und einem Wasserstoffspeicher, soll Ende 2014 [veraltet] in Betrieb genommen werden. In einer weiteren Ausbaustufe soll neben zwei weiteren größeren BHKWs und einem zusätzlichen Wärmespeicher auch eine Methanisierungsanlage und ein 300-kW-Druckluftspeicher in das Hybridwerk integriert werden.[86][87][88]

Pilot- und Demonstrationsanlage in Rapperswil, Schweiz[Bearbeiten]

Das IET Institut für Energietechnik an der HSR Hochschule für Technik Rapperswil hat am 15. Dezember 2014 die erste Power-to-Methane-Anlage in der Schweiz in Betrieb genommen. Die Pilot- und Demonstrationsanlage soll mit Sonnenenergie Methangas aus Wasser und CO2-Emissionen erzeugen. Sie wurde von der Firma ETOGAS geliefert und hat eine elektrische Leistung von 25 Kilowatt.[89]

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

  • Michael Sterner, Ingo Stadler Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration, Berlin - Heidelberg 2014, ISBN 978-3-642-37379-4.
  •  Michael Sterner, Jürgen Schmidt (Hrsg.): Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. kassel university press, Kassel 2009, ISBN 978-3-89958-798-2, 4. Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage, S. 104–126 (zugleich: Dissertation an der Universität Kassel 2009, Online als PDF; 17,7 MiB, abgerufen am 1. Dezember 2012).
  • Gerda Gahleitner, Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications. In: International Journal of Hydrogen Energy 38, Issue 5, (2013), 2039–2061, doi:10.1016/j.ijhydene.2012.12.010.
  • Alberto Varone, Michele Ferrari, Power to liquid and power to gas: An option for the German Energiewende. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 45, (2015), 207–218, doi:10.1016/j.rser.2015.01.049.

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Power-to-Gas – Sammlung von Bildern

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. a b c d e f Michael Sterner, Mareike Jentsch und Uwe Holzhammer: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes (PDF; 2,1 MB). Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Kassel, Feb. 2011.
  2. Alberto Varone, Michele Ferrari, Power to liquid and power to gas: An option for the German Energiewende. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 45, (2015), 207–218, S. 209, doi:10.1016/j.rser.2015.01.049.
  3. a b Jensen et al, Large-scale electricity storage utilizing reversible solid oxide cells combined with underground storage of CO2 and CH4. In: Energy and Environmental Science (2015), doi:10.1039/c5ee01485a.
  4. Vgl. Peter D. Lund et al, Review of energy system flexibility measures to enable high levels of variable renewable electricity. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 45, (2015), 785–807, doi:10.1016/j.rser.2015.01.057.
  5. a b Henning et al, Phasen der Transformation des Energiesystems. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 65, Heft 1/2, (2015), S. 10–13.
  6. Stefan Weitemeyer, David Kleinhans, Thomas Vogt, Carsten Agert, Integration of Renewable Energy Sources in future power systems: The role of storage. In: Renewable Energy 75, (2015), 14–20, doi:10.1016/j.renene.2014.09.028.
  7. Bundesnetzagentur – Definition Power to Gas. Abgerufen am 14. April 2012.
  8. Vgl. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt / New York 1995, S. 54.
  9. Matthias Heymann: Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt am Main / New York 1995, S. 64–66.
  10. dena – Strategieplatform Power to Gas. Abgerufen am 14. April 2012.
  11. a b c d Sarah Sommer: Lobby will Ökostrom im Gasnetz speichern. 26. März 2012. Abgerufen am 21. April 2012.
  12. Weert Canzler, Andreas Knie: Schlaue Netze. Wie die Energie- und Verkehrswende gelingt. München 2013, S. 47.
  13. A. Moser, N. Rotering, W. Wellßow, H. Pluntke: Zusätzlicher Bedarf an Speichern frühestens 2020. Elektrotechnik & Informationstechnik 130, (2013) 75–80, S. 77–79. doi:10.1007/s00502-013-0136-2
  14.  Martin Kleimaier: Strom nutzen statt speichern. In: Energy 2.0. Nr. 1, 2013, S. 38–42 (Online als PDF, 1,38 MiB, abgerufen am 15. Juli 2013).
  15.  Wolfram Münch, Malte Robra, Lukas Volkmann, Philipp Riegebauer, Dieter Oesterwind: Hybride Wärmeerzeuger als Beitrag zur Systemintegration erneuerbarer Energien. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 62, Nr. 5, 2012, S. 44–48 (Online abrufbar, abgerufen am 15. Juli 2013).
  16. a b c Ulrich Eberle, Rittmar von Helmolt, Sustainable transportation based on electric vehicle concepts: a brief overview. In : Energy and Environmental Science 3, Issue 6, (2010), 689-699, doi:10.1039/C001674H.
  17. Gerda Gahleitner, Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications. In: International Journal of Hydrogen Energy 38, Issue 5, (2013), 2039–2061, 2048, doi:10.1016/j.ijhydene.2012.12.010.
  18. a b c 100% erneuerbar Verein e. V.: Windgas – oder wie man mit fluktuierendem Ökostrom eine sichere Energieversorgung ermöglicht. Abgerufen am 27. März 2011.
  19. a b c  Michael Sterner, Jürgen Schmidt (Hrsg.): Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. kassel university press, Kassel 2009, ISBN 978-3-89958-798-2, 4. Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage, S. 104–126 (zugleich: Dissertation an der Universität Kassel 2009, Online als PDF; 17,7 MiB, abgerufen am 1. Dezember 2012).
  20.  Georg Fuchs, Benedikt Lunz, Matthias Leuthold, Uwe Sauer: Technology Overview on Electricity Storage. Overview on the potential and on the deployment perspectives of electricity storage technologies. Aachen Juni 2012, S. 36 (Online als PDF; 886 KiB, abgerufen am 5. Juli 2013).
  21. „Power to Gas“ Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe. Internetseite der DENA. Abgerufen am 24. Juli 2013.
  22. Hochschule will Kläranlagen als Energiespeicher nutzbar machen. Internetseite des IWR. Abgerufen am 11. November 2012.
  23. Alexander Krajete pitches Bio Power Storage Cleantech Startup Greenthitan. Vortrag beim EcoSummit im März 2011 (englisch).
  24. VDI nachrichten Nr. 18: Technik & Finanzen. 6. Mai 2011.
  25. Sonne in den Tank. Wirtschaftswoche am 4. Mai 2011.
  26. Michael Siegert, Matthew D. Yates, Douglas F. Call, Xiuping Zhu, Alfred Spormann, Bruce E. Logan: Comparison of Nonprecious Metal Cathode Materials for Methane Production by Electromethanogenesis. In: ACS Sustainable Chemistry & Engineering. 2, 2014, S. 910, doi:10.1021/sc400520x.
  27. Jörg S. Deutzmann, Merve Sahin, Alfred M. Spormann: Extracellular Enzymes Facilitate Electron Uptake in Biocorrosion and Bioelectrosynthesis. In: mBio. 6, 2015, S. e00496-15, doi:10.1128/mBio.00496-15.
  28. Matthew D. Yates, Michael Siegert, Bruce E. Logan: Hydrogen evolution catalyzed by viable and non-viable cells on biocathodes. In: International Journal of Hydrogen Energy. 39, 2014, S. 16841, doi:10.1016/j.ijhydene.2014.08.015.
  29. Pascal F. Beese-Vasbender, Jan-Philipp Grote, Julia Garrelfs, Martin Stratmann, Karl J.J. Mayrhofer: Selective microbial electrosynthesis of methane by a pure culture of a marine lithoautotrophic archaeon. In: Bioelectrochemistry. 102, 2015, S. 50, doi:10.1016/j.bioelechem.2014.11.004.
  30. Michael Siegert, Xiu-Fen Li, Matthew D. Yates, Bruce E. Logan: The presence of hydrogenotrophic methanogens in the inoculum improves methane gas production in microbial electrolysis cells. In: Frontiers in Microbiology. 5, 2015, doi:10.3389/fmicb.2014.00778.
  31. Kozo Sato, Hideo Kawaguchi, Hajime Kobayashi: Bio-electrochemical conversion of carbon dioxide to methane in geological storage reservoirs. In: Energy Conversion and Management. 66, 2013, S. 343, doi:10.1016/j.enconman.2012.12.008.
  32. Shaoan Cheng, Defeng Xing, Douglas F. Call, Bruce E. Logan: Direct Biological Conversion of Electrical Current into Methane by Electromethanogenesis. In: Environmental Science & Technology. 43, 2009, S. 3953, doi:10.1021/es803531g.
  33. Neues Power-to-Gas-Verfahren: Elektrolyse direkt in der Biogasanlage. Auf: scinexx.de. 20. September 2013.
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  35. Ulrich Wernekinck: Gasmessung und Gasabrechnung. 3. Auflage, DVGW Praxiswissen, ISBN 3-8027-5617-7, S. 129.
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  73. Thüga-Gruppe: Bundesweit erste Einspeisung von Wasserstoff in Gasverteilnetz
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  78. Weltgrößte Anlage: Startschuss für grünen Wasserstoff aus Mainz . In: IWR, 8. Juli 2015. Abgerufen am 8. Juli 2015.
  79. Energiepark Mainz. Abgerufen am 15. Juni 2013.
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  83. Utsira Wind Power and Hydrogen Plant (PDF)
  84. Wenn Erdgas-Autos Windstrom tanken. In: AEW on! Das Onlinemagazin der AEW Energie AG. Abgerufen am 15. Juli 2013.
  85. GDF Suez: The GRHYD demonstration project, abgerufen am 21. Juli 2013
  86. Anita Niederhäusern: Regio Energie Solothurn: Strom- Gas und Wärmenetz verknüpfen, ee-news.ch vom 13. Mai 2013, abgerufen am 14. November 2013.
  87. Schema des Hybridwerks, abgerufen am 14. November 2013.
  88. Regio Energie: Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil, YouTube-Video, abgerufen am 14. November 2013.
  89. HSR produziert Treibstoff aus Sonne, Wasser und CO2-Emissionen, Medienmitteilung der HSR Hochschule für Technik Rapperswil, 15. Dezember 2014