Power to Gas Erzeugung von regenerativem Erdgas - www.asue.de
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Power to Gas
Erzeugung von regenerativem Erdgas
www.asue.de
Power to Gas 1
Inhalt
04 1 Zunehmender Einsatz erneuerbarer Energien
05 2 Engpass Strominfrastruktur
Netzausgleich
Lastregelung
Transport- und Verteilinfrastruktur
08 3 Zunehmende Bedeutung von Speichersystemen
Pumpspeicherkraftwerke
Weitere Kurzzeitspeicher
Erdgasnetz als Langzeitspeicher
13 4 Verfahren zur Umwandlung
von Ökostrom zu regenerativem Gas
Elektrolyse (1. Verfahrensschritt)
Methanisierung (2. Verfahrensschritt)
Karbonisierter, veredelter Wasserstoff
20 5 In der Praxis
Power to Gas in der Praxis
Technische Herausforderungen
Anlagen im Praxisbetrieb
2 Power to Gas
Vorwort
Potenziale nutzen –
Umwandlung von Ökostrom in „regeneratives Erdgas“
Die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien verläuft nicht zeitgleich
mit dem Bedarf an Strom. Hierdurch ergeben sich immer öfter bedeutende
Über- und Unterdeckungen im Stromnetz. Der weiter steigende Anteil erneuer-
barer Energien bei der Stromerzeugung trifft auf ein Stromversorgungssystem
mit begrenzten Netz- und Speicherkapazitäten. Die regenerative Stromerzeugung
musste in der Vergangenheit aufgrund fehlender Speicherkapazitäten auch schon
abgeschaltet werden, wodurch CO2-Einsparpotenziale nicht genutzt werden
konnten.
Damit das Stromversorgungssystem in Deutschland nicht zum Engpassfaktor
wird, der in Zukunft die Nutzung erneuerbarer Energien abbremst, müssen
dringend weitere Transport- und Speicherkapazitäten aufgebaut werden. Die
derzeit nur begrenzt verfügbaren Speichermöglichkeiten sind kaum dazu ge-
eignet, den erheblichen Speicherbedarf, der in Zukunft entstehen wird, abzu-
decken.
Eine interessante Alternative bietet regenerativ erzeugtes Erdgas* – ein chemi-
sches Speichermedium, das aus Strom erzeugt werden kann. Das regenerativ
erzeugte Erdgas ist voll kompatibel zu allen Erdgasanwendungen und -techniken
in Deutschland:
• Zunächst wird aus überschüssigem erneuerbarem Strom
per Elektrolyse aus Wasser Wasserstoff und Sauerstoff produziert.
• Anschließend entsteht aus Wasserstoff und Kohlendioxid Methan
(= synthetisch erzeugtes Erdgas), wobei das Abfallprodukt CO2,
z. B. aus Abgasen, zum Wertstoff wird. Es wird bei diesem Verfahren
als Kreislaufmedium und Reaktionsmittel eingesetzt.
Die vorliegende Broschüre beschreibt sowohl das Problem des derzeit nicht
ausgeschöpften Potenzials an erneuerbaren Energien bei der Stromversorgung
als auch das neuartige Konzept zur Umwandlung von Ökostrom in „regenera-
tives Erdgas“, das z. B. in einer Demonstrationsanlage des Unternehmens ETOGAS
GmbH (ehemals SolarFuel GmbH) konkretisiert wird, und richtet sich an Inge-
nieure und umweltökologisch interessierte Verbraucher, die sich detailliert in-
formieren möchten.
* Vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und
vom Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) neu entwickeltes
Verfahren (im Entwicklungsstadium).
Power to Gas 3
1 Zunehmender Einsatz erneuerbarer Energien
Zu den klassischen Zielen der Stromversorgung, Versorgungs- Auch wenn prognostizierter Strom aus erneuerbaren Ener-
sicherheit, Wirtschaftlichkeit und Planbarkeit kommen gien die unterstellten Rahmenbedingungen sowie die Zu-
heute umweltpolitische Zielsetzungen hinzu. Aufgrund des sammensetzung des Stroms voneinander abweichen und
Klimawandels sowie den damit verbundenen Folgekosten über die praktische Umsetzung keine Einigkeit herrscht,
und vor dem Hintergrund zunehmender Verknappung von kommen die folgenden Studien zu dem Ergebnis, dass eine
Ressourcen wird der Einsatz erneuerbarer Energien als not- vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromver-
wendig erachtet. Ihr Anteil am deutschen Strommarkt beträgt sorgung im Jahr 2050 bei einer dem heutigen Niveau ent-
knapp 25 % (Stand: 2013), soll bis 2020 auf 45 bis 50 % stei- sprechenden Versorgungssicherheit technisch möglich ist,
gen und nach Plänen der Bundesregierung bis 2050 auf 80 % sofern die derzeitigen Engpässe bei den Speicherkapazitäten
anwachsen. Zum Vergleich: In Deutschland wurden im Jahr und der Transportinfrastruktur beseitigt werden.
2012 brutto 617 Mrd. kWh Strom erzeugt.
Studien zum Einsatz von erneuerbaren Energien in 2050
Träger Titel Prognostizierter Instrumente
EE-Strom
Umweltbundesamt (UBA) Energieziel 2050: 534 TWh/a Intelligentes Lastmanagement*
Strom aus erneuer- Intelligente Netze**
baren Quellen Netzausbau
Speicherausbau
Elektromobile
ForschungsVerbund Energiekonzept 2050 764 TWh/a Umstellung auf dezentrale Kombikraftwerke
Erneuerbare Energien (FVEE)
Sachverständigenrat 100 % erneuerbare 766 TWh/a Um- und Ausbau der Speicher und Netze
für Umweltfragen SRU Stromversorgung Einbindung der Pumpspeicher in Norwegen
bis 2050
World Wild Fund For Nature (WWF) Modell Deutschland: 394 TWh/a Mehr Wettbewerb in der Energieversorgung
Klimaschutz bis 2050 Intelligente Netze
Greenpeace Klimaschutz: Plan B – 468 TWh/a Effizienzsteigerung durch KWK
Energiekonzept Ausbau der Elektromobilität
für Deutschland
* Angleichung von Erzeugung und Verbrauch durch intelligente (zentrale) Steuerung. Eigene Zusammenstellung. Keine abschließende Auflistung.
** Vernetzung und Steuerung von Stromerzeugern, -speichern und -verbrauchern in der Elektrizitätsversorgung.
Leistung Energiemenge
kW Watt W kWh Wattstunde Wh
1 Kilowatt (KW) = 1 = 1.000 = 103 1 Kilowattstunde (KWh) = 1 = 1.000 = 103
1 Megawatt (MW) = 1 Tausend = 1 Million = 106 1 Megawattstunde (MWh) = 1 Tausend = 1 Million = 106
1 Gigawatt (GW) = 1 Million = 1 Milliarde = 109 1 Gigawattstunde (GWh) = 1 Million = 1 Milliarde = 109
1 Terawatt (TW) = 1 Milliarde = 1 Billion = 1012 1 Terawattstunde (TWh) = 1 Milliarde = 1 Billion = 1012
4 Power to Gas
2 Engpass Strominfrastruktur
Netzausgleich
Elektrische Stromnetze können keine Energie spei- Der Ausgleich findet im europäischen Verbundnetz
chern, deshalb muss die in Netze eingespeiste Energie (Frequenz = 50 Hertz) statt. Schwankungen in einem
zu jedem Zeitpunkt der Summe aus entnommener Bereich des Netzes verändern die Netzfrequenz im ge-
Leistung einschließlich Transportverlust entsprechen. samten Netzbereich.
Als Steuerungsinstrument dient die Frequenz: Ist die
Stromnachfrage größer als das Angebot, sinkt die Es werden langjährige Erfahrungswerte herangezogen,
Frequenz und umgekehrt. Größere Abweichungen bei um Schwankungen möglichst im Vorfeld zu verhindern.
der Netzfrequenz würden die Funktion zahlreicher Die prognostizierte Last kann jedoch von der tatsäch-
Geräte und Anlagen beeinflussen, zum Teil schädigen lichen Last abweichen, so dass eine Lastregelung erfor-
und könnten zu großräumigen Stromausfällen führen. derlich wird.
Sollfrequenz (Hz)
50
gering gering
Verbrauch Erzeugung
hoch hoch
Power to Gas 5
2 Engpass Strominfrastruktur
Lastregelung
Ein großer Teil der Lastregelung findet über die Grund-, Für 2020 ergibt sich gemäß Deutsche Energie-Agentur
Mittel- und Spitzenlastkraftwerke statt (siehe Tabelle (dena- Netzstudie II) folgende vorzuhaltende Regelleis-
unten). tung:
Sekundär- und Minutenreserve
Um das Gleichgewicht zwischen Ein- und Ausspeisung
• 4.200 MW positive
aufrechtzuerhalten, ist es darüber hinaus notwendig (Kurzfristig und ins Netz eingespeicherte Energie)
Regelleistung vorzuhalten:
• 3.300 MW negative
(Abnahme überschüssiger Energie)
• Primärregelleistung, die automatisch innerhalb von
30 Sekunden bereitstehen und bis zu 15 Minuten
gehalten werden muss Zukünftig werden im Grundlastbereich immer mehr
erneuerbare Energien eingesetzt werden, bevorzugt
• Sekundärregelleistung, die innerhalb von 5 Minuten
Windkraft und Geothermie aufgrund niedriger Strom-
bereitstehen muss, und der Regelvorgang muss
gestehungskosten. Des Weiteren ist mit einer steigenden
nach spätestens 15 Minuten abgeschlossen sein
Anzahl von Lastwechseln zu rechnen, so dass der Mittel-
• Minutenreserve, die innerhalb von 15 Minuten und Spitzenlastbedarf steigt. Biomasse und insbeson-
vollständig bereitgestellt und wieder deaktivierbar dere Biogas als vielseitig einsetzbare Energiequelle mit
sein muss vergleichsweise hohen Kosten wird dann in Zukunft
stärker als Regelenergie eingesetzt werden müssen. Und
es sind eine höhere Reservehaltung und dementspre-
chende Kapazitäten zur Kurz- und Langzeitspeicherung
erforderlich.
Übersicht über die verschiedenen Kraftwerkstypen
Derzeit bevorzugt Auslastung Flexibilität Kostenstruktur Betriebs-
eingesetzte kosten
Kraftwerkstypen
Grundlast • Laufwasser • Vollauslastung Schwer Höchste fixe Kosten gering
• Kernkraft • Rund-um-die-Uhr-Betrieb regelbar (Investitionskosten/Anlage)
• Braunkohle Geringste variable Kosten
(laufende Kosten der Stromproduktion)
Mittellast • Steinkohle Einsatz nach festgelegtem Mittel Mittlere fixe und variable Kosten mittel
• Gaskraftwerke Tagesfahrplan
Spitzenlast • Gasturbinen Einsatz bei absoluten Verbrauchs- Hoch • Geringste fixe Kosten hoch
• Druckluftspeicher spitzen und ungeplanten Schwan- • Höchste variable Kosten
• Pumpspeicher kungen für wenige Stunden täglich
6 Power to Gas
Transport- und Verteilinfrastruktur
Im europäischen Verbundnetz kompensieren sich Leistungsüber-
schüsse und -bedarfe zum Teil, so dass insgesamt weniger Regel-
leistung vorgehalten werden muss. Dazu muss der Strom vom
Produktions- und Verbrauchsort transportiert werden, was ent-
sprechende Transportkapazitäten voraussetzt.
Bereits in der Vergangenheit wurden die Netze europäischer Nach-
barstaaten häufiger genutzt. Gemäß dena-Netzstudie II werden
bis 2020 je nach Szenario/Technik zwischen 1.700 und 3.600 Kilo-
meter (bei Rückgriff auf die Freileitungstechnik) neue Leitungen
gebraucht, um erneuerbare Energien zu integrieren. Die dafür er-
forderliche Investitionssumme beträgt zwischen 10 und 29 Mrd.
Euro. Hinzu kommt der Ausbaubedarf des Verteilernetzes, der gemäß
Erhebungen des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirt-
schaft e. V. (BDEW) bis 2030 Investitionen von 20 bis 25 Mrd. Euro
erfordert.
Es gibt kaum noch Spielräume im Netz und insbesondere für den
Transport von Windstrom, der im Norden und Nordosten produziert
und nach Südwesten in die Ballungszentren transportiert werden
muss, fehlen Leitungen.
Transportkapazitäten in Deutschland*:
Spannungsebenen Bezeichnung Volt Länge (km)
Höchstspannung Stromautobahnen 220.000 111.987
oder 380.000
Hochspannung „Zubringer“: von der Fernleitung zur nächsten Verzweigung 110.000 111.987
Mittelspannung feinere Verteilung 20.000 507.210
Niederspannung Verteilung an private Haushalte 230 oder 400 1.164.012
* 2008; Quellen: BDEW, AGFW
Power to Gas 7
3 Zunehmende Bedeutung von Speichersystemen
Mit Ausnahme von Geothermie, Biomasse und Wasserkraft Strom ist derzeit nur begrenzt wirtschaftlich speicherbar.
führt die zunehmende Nutzung regenerativer Energiequel- Die heute weitestgehend in Pumpspeicherkraftwerken
len zu einer Erhöhung von Kraftwerkskapazitäten, die ein vorhandene Stromspeicherkapazität beträgt 40 GWh.
fluktuierendes Energieangebot liefern. Damit werden sich Rein rechnerisch lässt sich damit der komplette Strom-
die Anforderungen an die Ausgleichsinstrumente verändern bedarf Deutschlands nur weniger als eine Stunde de-
und zum Teil erhöhen. Ein zunehmender Ausbau von erneu- cken. Bei einer Vollversorgung durch erneuerbare
erbaren Energien erfordert: Energien sind etwa 20.000 GWh* (die 500-fache Spei-
cherkapazität) erforderlich. Zum Vergleich: Der durch-
• intelligente Stromnetze mit der Möglichkeit Stromver-
schnittliche Stromverbrauch eines bundesdeutschen
braucher zu steuern (Demand Side Management)
4-Personen-Haushalts beträgt pro Jahr etwa 4.500 kWh
• schnell regelbare Kraftwerke (Quelle: VDEW).
• den Ausbau der Transportinfrastruktur um zunächst
3.600 km Leitungen (Freileitungstechnik) Bei Starkwind- und Schönwetterlagen ist das Stroman-
gebot bereits heute oft so groß, dass die Abschaltung
• Speicherausbau, um Erneuerbare-Energien-Überschüsse
konventioneller Kraftwerke nicht mehr ausreicht, um
in Spitzenlastzeiten zu verlagern
Stromproduktion und -verbrauch auszugleichen. Infolge
dessen mussten zeitweise bereits Windräder vom Netz
Insgesamt betrachtet stellt die Langzeitspeicherung von genommen werden.
riesigen Ökostrommengen eine der größten Herausforde-
* 20.000 GWh sind mindestens erforderlich. Experten gehen von
rungen bei der zukünftigen Stromversorgung dar. einem Speicherbedarf von 20.000 GWh bis 50.000 GWh aus.
Stromerzeugung und -verbrauch in GW
100
80
60
Strom-
verbrauch
40
konv.
Kraftwerke
20
Solar
Wind
Laufwasser
0 Biomasse
22. Juli 29. Juli 5. Aug 12. Aug 19. Aug 14. Jan 21. Jan 28. Jan 4. Feb
Die Abbildung zeigt die Stromerzeugung aus konven- Wie stark die erneuerbaren Energien wetterabhängig
tionellen Kraftwerken, Solar, Wind, Laufwasser und sind, zeigt der rechte Teil der Abbildung. Hier werden
Biomasse. Darüber ist der Stromverbrauch im Zeit- ebenfalls Stromerzeugung und -verbrauch im Zeitraum
raum 20. Juli – 20. August 2013 in Deutschland. Hie- vom 8. Januar bis 8. Februar 2013 in Deutschland
raus wird deutlich, dass nach wie vor ein hoher Anteil dargestellt.
am Strombedarf durch die Erzeugung in Kraftwerken
notwendig ist.
Quelle der Daten: www.agora-energiewende.de
8 Power to Gas
Pumpspeicherkraftwerke
Pumpspeicherkraftwerke sind derzeit die
einzig verfügbare marktfähige Technik der
großtechnischen Stromspeicherung. Sie
erreichen Wirkungsgrade von bis zu 85 %. 160 m
Allerdings können Pumpspeicherkraftwerke
weder Schwankungen im Sekundenbereich
direkt ausgleichen noch sind sie mit einem gischen Eingriffe, der langen Realisierungs-
Wasservorrat von etwa 8 Stunden dazu zeiten und des Fehlens geeigneter Standorte Um den in 2050 erzeugten Überlast-Strom zu speichern,
geeignet, langanhaltende Windflauten zu mit ausreichenden Höhenunterschieden wäre ein Pumpspeicherkraftwerk erforderlich, das so groß
ist wie der Bodensee (etwa 45 km3), dessen Wasser dann
überbrücken. Umgekehrt würden sie nach weitgehend erschöpft.
ungefähr 160 Meter hochgepumpt werden müsste.
max. 8 Stunden überlaufen und für die
weitere Stromaufnahme nicht mehr zur Um auf die in Skandinavien geplanten etwa
E=m·g·h
Verfügung stehen. 120 TWh (Pump-)Speicherkapazität zugrei-
E E
fen zu können, ist ein gut ausgebautes Netz => h = =
m·g V·ρ·g
In Deutschland gibt es über 30 Pumpspeicher- nach Nordeuropa die Voraussetzung. Darü-
kraftwerke mit einer Leistung von etwa 7 GW. ber hinaus lässt der Stromtransport über ^ 20.000 GWh
= h= = 163,1 m
45 km3 · 1 kg/l · 9,81 m/s2
4 GW sind im benachbarten Ausland für lange Strecken den Wirkungsgrad sinken. Des
Deutschland nutzbar. In Deutschland sind Weiteren ist zu berücksichtigen, dass die E = Energie / V = Volumen / ρ = Dichte / m = Masse
g = Beschleunigung = 9,81 m/s2 / h = Höhe (gesuchte Größe)
weitere 1,4 GW geplant. Damit sind die Aus- Speicherkapazität von allen europäischen
Es wird ein Wirkungsgrad von 100 % unterstellt.
baukapazitäten aufgrund der starken ökolo- Ländern genutzt werden wird.
Energiespeicher in Deutschland: Bedarf – Technologien – Rahmenbedingungen; 2014
Speicherkapazität
Quelle: Sterner, M; Stadler, I; Energiespeicher in Deutschland Bedarf – Technologien – Rahmenbedingungen; 2014
Power to Gas 9
3 Zunehmende Bedeutung von Speichersystemen
Weitere Kurzzeitspeicher
Als Kurzzeitspeicher kommen neben Pump- Eine Übersicht über Speichertechnologien zeigt folgende Tabelle.
speicherkraftwerken Batterien und Elektro- Prognosen über Ausbaumöglichkeiten sind kaum möglich, da sich die
fahrzeuge in Verbindung mit intelligenten meisten Speichertechnologien im Forschungs- und Entwicklungsstadium
Stromnetzen in Betracht. Die von der Bundes befinden. Es stehen folgende Technologien zur Verfügung:
regierung für 2020 erwarteten eine Mio.
Strom-Pkws erbringen nach Berechnungen Speicher Energiedichte Maximale
Speicherkapazität
des ZSW 10 GWh (und damit nur wenige Mi typischer Anlagen
nuten) zusätzliche Speicherkapazität. Selbst
Hochenergiespeicher (Energie steht über längere Zeiträume zur Verfügung)
unter der Voraussetzung, dass 40 Mio. Elek-
trofahrzeuge angeschlossen und je Fahrzeug Diabate Druckluftspeicher 0,5 – 0,8 kWh/m3 580 MWh (Huntorf)
10 kWh eingespeist werden, würde sich nur (CAES) (bei 60 bar) 2860 MWh (McIntosh)
eine Speicherreichweite von etwa 6 Stunden
Adiabate Druckluftspeicher 2 kWh/m3
ergeben. Darüber hinaus muss die Nutzungs
konkurrenz im Verkehrsbereich berücksich- Pumpspeicherkraftwerke 0,35 – 1,12 kWh/m3 bis 8480 MWh (Deutschland)
tigt werden: Die Kapazitäten, die zu Mobili
tätszwecken benötigt werden, stehen nicht Hochleistungsspeicher (Es werden hohe Leistungen über einen sehr kurzen Zeitraum abgegeben.)
als Speicherkapazität zur Verfügung. Geeig-
Elektrochemische Doppelschicht- 5 – 10 kWh/m3 < 52 kWh
nete Langzeitspeicher, die in der Lage sind, kondensatoren (SuperCaps)
20 TWh aufzunehmen, fehlen derzeit.
Schwungräder/ 84 – 333 kWh/m3 < 5 MWh
Schwungmassespeicher
Supraleitende Spulen (SMES) 10 kWh/m3 1 – 30 kWh
Elektrochemische Speichersysteme mit internem Speicher/Akkumulatoren
Bleibatterie (LA) 25 – 40 Wh/kg 1 kWh – 40 MWh
Nickel-Metallhydrid- 80 Wh/kg
Akkumulator (NiMH)
Li-Ionen 95 – 190 Wh/kg < 50 kWh (E - Mobilität)
Elektrochemische Speichersysteme mit internem Speicher
Redoxflow-Batterie (Redox) 15 – 70 Wh/kg 5 – 120 MWh (geplant)
Erdgasspeicher Rehden Arbeitsgasvolumen von 4.200 Mio. m3
Typischer Erdgasspeicher: ca. 50 – 400 Mio. m3
10 Power to GasEntlade-/ Speicherdauer/ Wirkungsgrad Spezifische Marktreife
Ansprechzeit Einsatzgebiet Investionskosten
EUR/kWh Output
2 – 24 h Minutenreserve 42 – 55 % (heute) 40 – 100 ja
6h 3 Tage > 70 % (angestrebt) Ab 2020 (geplant)
4–8h Kurzzeit 70 – 85 % 100 – 500 ja
< 1 s bis wenige min. Kurzzeit 90 – 95 % 10.000 – 30.000 Teilweise
Primärregelung Serienproduktion
ms maximal 15 min s bis min. 80 – 95 % 1.000 – 5.000 ja
Primärregelung
< s bis min. s bis min. 90 – 95 % 30.000 – 200.000 z. T.
Primärregelung
1 h – mehrere Tage / Reservespeicher 80 -–90 % 25 – 250 ja
s bis min.
400 – 700 Ja, für Laptops etc.
1 h – mehrere Tage Elektromobilität 90 – 95 % 800 – 1.500 (geplant: 100 - 300)
1,5 s – 10 h Langzeit 70 – 80 % 100 – 1.000 Prototypen
Ausspeicherrate Langzeit, ja
von 2,4 Mio. m3/h Porenspeicher
Eigene Zusammenstellung. Aufgrund der unterschiedlichen Anlagengrößen und der ständigen Weiterent-
wicklung der Technologien können zum Teil nur ungefähre Werte bzw. Bandbreiten angegeben werden.
Power to Gas 113 Zunehmende Bedeutung von Speichersystemen
Erdgasnetz als Langzeitspeicher
Im Vergleich zu den begrenzten Speicher- Mit rund 1.000 Mrd. kWh Energie jährlich transportiert das Erdgasnetz
und Transportmöglichkeiten im Stromsek- etwa doppelt so viel Energie wie das Stromnetz mit rund 540 Mrd. kWh.
tor verfügt das deutsche Erdgasnetz über 51 Erdgasspeicher mit einem Gesamtvolumen von rund 24 Mio. m3
ausreichende Transport- und Speicherkapa- Arbeitsgas können zusätzliche Mengen regeneratives Erdgas spei-
zitäten. In 2013 betrug die Rohrnetzlänge chern. Hinzu kommen weitere 15 Erdgasspeicher, die bereits im Bau
in Deutschland gemäß BDEW insgesamt oder in Planung sind. (Quelle: Landesamt für Bergbau, Energie und
510.000 km, davon Geologie Niedersachsen, vorläufige Daten Stand Dezember 2013)
Insgesamt ergibt sich eine Speicherkapazität von mehr als 220 TWh.
Hochdrucknetz: 130.000 km Mit dieser Speicherkapazität kann die Stromversorgung mit ent-
Mitteldrucknetz: 210.000 km sprechend ausgebauten Gaskraft- oder Blockheizkraftwerken über
Niederdrucknetz: 170.000 km 2 – 3 Monate sichergestellt werden. Hinzu kommt die höhere Auf-
nahme- und Leitungskapazität: Sie bewegt sich bei den Übertra-
gungsnetzen im zweistelligen GW-Bereich gegenüber meist einstel-
ligen GW-Werten im Stromnetz.
Mit der Speicherung nicht fossiler Gase im Erdgasnetz und dessen
Speichervermögen besteht somit die Möglichkeit, Wasserstoff und
Methan als Brennstoff für den Verbraucher bereitzustellen.
Langzeitspeicher zum Ausgleich der Schwankungen bei den
erneuerbaren Energien werden ab ca. 2030 erforderlich sein. Die
Speicherung von Wasserstoff und Methan im Erdgasnetz stellt
großtechnisch die beste und einzige Lösung dar, um Strom aus
erneuerbaren Energien über einen längeren Zeitraum und in großen
Mengen effektiv und kostengünstig für den Verbraucher zu speichern
und bei Bedarf abzurufen.
Erdgasnetz
12 Power to Gas4 Verfahren zur Umwandlung von Ökostrom zu regenerativem Erdgas
Bidirektionale Verbindung zwischen Strom- und Erdgasnetz
Die Verbindung in eine Richtung, vom Erdgas- zum Stromnetz, ist Durch die bidirektionale Verbindung der
hinreichend bekannt: So entfielen nach Angaben des BDEW in 2013 Netze ergeben sich folgende Vorteile:
10,5 % der Bruttostromerzeugung von 629 Mrd. kWh auf den Energie
• Uneingeschränkte Nutzung der
träger Erdgas.
Erdgasinfrastruktur einschließlich
aller Verbrauchsaggregate
Das Stromnetz wird in Zukunft von volatilen erneuerbaren Energien
stark beansprucht werden und schnell an seine Kapazitätsgrenzen • Planbarkeit und Regulierbarkeit des
gelangen. Durch die Umwandlung von Ökostrom in „erneuerbares Stroms aus erneuerbaren Energien:
Methan“ (regenerativ erzeugtes Erdgas) lässt sich eine Verbindung Die unstetig anfallende Elektrizität der
in die andere Richtung, vom Stromnetz ins Erdgasnetz, erzielen. Wind- und Solaranlagen wird lagerfähig
• Zeitliche und räumliche Entkopplung
Durch die bidirektionale Kopplung von Erdgas- und Stromnetz wird von Stromproduktion und -verbrauch
das Erdgasnetz einschließlich seines Speichers zum Systemintegrator
• Weiterer Ausbau von erneuerbaren
und Puffer von Ökostrom aus Wasserkraft, Windkraft, Solarenergie
Energien einschließlich daraus resultie-
etc. Das „Strom-Erdgas-Netz“ ist in beide Richtungen gut regelbar: Ist
render CO2-Einsparungen
der Strombedarf gering, wird er im Erdgasnetz- und -speichersystem
gelagert (Power to Gas). Bei Bedarf erfolgt die Rückwandlung in Strom, • Wirtschaftliche Lösung: Der für den
Wärme etc. Kann über regenerative Energien – z. B. aufgrund von Ausbau erneuerbarer Energien not
Windflauten oder bei Photovoltaik nachts – nicht genug Strom zur wendige Ausbau der Stromnetz- und
Verfügung gestellt werden, wird auf konventionelle Gaskraftwerke Speicherkapazitäten wird geringer
zurückgegriffen. • Beitrag zur Stabilisierung der Netze
• Reduktion der Importabhängigkeit
Stromnetz
Wasserstoff Gas- und
(begrenzt) Methan Dampfturbinen- Kraft-Wärme- Industrielle Brennstoff-
Kraftwerke Kopplung Anwendungen zelle
H2 CH4
Erdgasnetz
Power to Gas 134 Verfahren zur Umwandlung von Ökostrom zu regenerativem Erdgas
Das zur bidirektionalen Kopplung erforder- Durch Rückgriff auf die vorhandenen Erdgasspeicher lassen sich hohe Leistungen
liche „erneuerbare Methan“ lässt sich aus über lange Zeiträume von Tagen, Wochen bis zu Monaten beherrschen.
Ökostrom mittels des vom ZSW und IWES
entwickelten Verfahrens herstellen. Es wer- Der Wirkungsgrad der Elektrolyse und Methanisierung liegt bei über 60 %, was
den zwei erprobte Technologien hinterein- vor dem Hintergrund gesehen werden muss, dass der überschüssige Strom aus
anderschaltet: erneuerbaren Energien ohne dieses Verfahren derzeit und zukünftig gar nicht
1. Wasserelektrolyse und genutzt werden könnte und eine Abschaltung der erneuerbaren Quellen eine
2. Methanisierung (Sabatier-Prozess) wesentlich schlechtere Energiebilanz aufweist.
Strom
Elektrolyse Methanisierung
Wasser Kohlendioxid
aus Atmosphäre,
Industrie etc.
Wasserstoff
Sauerstoff
Methan
Erdgasnetz
14 Power to GasDer Wirkungsgrad von über 60 % setzt sich zusammen aus
0,8 (80 % Elektrolyse) · 0,8 (80 % Methanisierung) = 0,64 (64 %)
100 % Energie aus Ökostrom
80 % Energie nach Elektrolyse Verluste
60 % Energie nach Methanisierung Verluste
Industrielle Gas-
Wärme Anwendungen Verkehr speicherung
Gas- und Kraft-
Dampf- Wärme-
turbinen Kopplung
Power to Gas 154 Verfahren zur Umwandlung von Ökostrom zu regenerativem Erdgas
Elektrolyse (1. Verfahrensschritt)
Die Elektrolyse kann durch das alkalische Verfahren oder durch das
PEM (Proton Exchange Membran)-Verfahren dargestellt werden.
Die PEM-Technologie wird zurzeit in vielen Demonstrationsanlagen
weiterentwickelt und im Dauerbetrieb getestet. Im Gegensatz zum
alkalischen Verfahren weist die PEM-Technologie noch eine kürze-
re Lebensdauer auf. Die PEM-Technologie ist jedoch zukunftswei-
sender, da der erzeugte Wasserstoff eine größere Reinheit besitzt
und die Technologie besser für den Teillastbetrieb geeignet ist, um
die wetterbedingten Schwankungen von Windkraft und Photovol-
taik im Netz auszugleichen. Die PEM-Technologie weist eine bes-
sere Überlastfähigkeit gegenüber dem alkalischen Verfahren auf
(300% vs. 120%) - dies erzeugt jedoch höhere Kosten für die benö-
tigte Leistungselektronik.
Kurzvergleich alkalischer Elektrolyseur und Polymer Elektrolyt Membran
Alkalische ELY
Entwicklungsstand Erfahrung seit ca. 100 Jahren
Größe < 750 m3/h
Elektrolyt Lauge (z.B. 20-30 % Kalilauge),
Kathode und Anode durch mikroporöses
Diaphragma / Membranzelle getrennt
Betriebsweise • bevorzugt Nennbetrieb (Temp. Spannung),
• Reduzierung bis auf 20 % Lastbetrieb möglich
• Überlastbetrieb möglich
Gasreinheit Vollast: > 99,9 % H2
Teillast: > 99,5 % H2
Kaltstartdauer Minuten / Stunden
Vorteil • Kosten (gegenwärtig)
• Druck bis 30 bar möglich (2013),
(herstellerspezifisch auch bis 100 bar)
Nachteil • niedrige Stromdichte (vgl. PEM-ELY)
• Wartungsaufwand
Wirkungsgradpotenzial Wirkungsgrad >(65 - 75 %)
Quelle: DVGW
16 Power to GasBei der Elektrolyse wird Wasser (H2O) mit Hilfe eines elek- • Klopfen der Motoren im BHKW
trischen Stroms in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2)
• Veränderung von Flammenlängen, so dass indus-
aufgespalten. Die Gesamtreaktion lautet:
trielle Fertigungsprozesse negativ beeinflusst
würden
2H2O –> 2H2 + O2 • negative Beeinflussung der Funktionsweise von
sensiblen Industrieprozessen, Gasverdichtern
Wasserstoff als wesentliche Komponente von Erdgas kann di- und -turbinen sowie von Aquiferspeichern
rekt ins Erdgasnetz eingespeist werden. Der ins Erdgasnetz
• negative Beeinflussung der Wärmefreisetzung
eingespeiste Anteil an Wasserstoff darf nicht zu hoch sein,
und Schadstoffminderung in der Haustechnik
damit es nicht zu Reaktionen mit dem Metall der Rohre kommt.
Des Weiteren würde ein zu hoher Anteil an Wasserstoff bei
Die maximal zulässigen Volumenanteile von Was-
bestimmten Anwendungen zu Problemen führen:
serstoff im Erdgasleitungsrohrsystem sind daher
begrenzt (DVGW G 262/DIN 51624).
PEM-ELY
e-
Erfahrung seit ca. 10 Jahren
< 30 m3/h
feste Polymembran (protonenleitende Membran)
mit destilliertem Wasser
• dynamische Anpassung möglich Kathode e- – + e- Anode
• Teil- und Überlastbetrieb möglich
H
e- e- O
Volllast: > 99,999 % H2
Teilllast: > 99,999 % H2 e- e-
Sekunden / Minuten
+ +
• keine korrosiven Einsatzstoffe u. Reaktionsprodukte, e- -- e-
• hohe Stromdichten + + +
• Hochdruck möglich (> 30 bar) -- e- --
+ + e-
• teuer
-- + e-
e- -- + +
• derzeit nur Produkte + --
in kleinen Leistungsbereichen verfügbar + +
-- + +
Wirkungsgrad >> (50 - 68 %)
e- -- e-
Power to Gas 174 Verfahren zur Umwandlung von Ökostrom zu regenerativem Erdgas
Methanisierung (2. Verfahrensschritt)
Der Anteil an Wasserstoff, der nicht direkt ins Erdgasnetz statt, die eine Temperaturerhöhung zur Folge hat. Diese
eingespeist werden kann, wird der Methanisierung zu- Wärme muss abgeführt werden. So werden Temperaturen
geführt. Es wird erneuerbares Methan (CH4) erzeugt, das von ca. 300°C zurückgewonnen, die wiederum zum Aufhei-
voll kompatibel mit dem Erdgas in den Netzen ist. Die zen oder sonstigen Heizzwecken genutzt werden können.
Energiedichte steigt dabei um den Faktor 3.
Das so entstandene regenerative Gas kann universell z. B.
Aus Wasserstoff (H2) und Kohlendioxid (CO2) wird zur Rückverstromung, zur Wärmeerzeugung oder als
Methan (CH4) und Wasser (H2O). Das Verfahren läuft Treibstoff verwendet werden. Die Technologien sind Stand
bei erhöhter Temperatur und erhöhtem Druck ab. Die der Technik und kommerziell verfügbar. Darüber hinaus
Gesamtreaktion lautet: nutzt dieses Verfahren CO2 als Kreislaufmedium und
Reaktionsmittel. Dieses entstammt erneuerbaren CO2-
CO2 + 4H2 –> CH4 + 2H2O Quellen oder Industrieprozessen, z. B. der Verarbeitung
von Werkstoffen wie Kalk oder Eisen. In kleinen Anlagen
kann CO2 aus Biogasanlagen oder BHKW, in mittleren
Zum Beginn des Methanisierungsprozesses wird Energie Anlagen aus kleinen Kraftwerken und in großen Anlagen
für die Aufheizung der Eintrittsgase auf ca. 250°C benö- kann CO2 aus Kraftwerken und aus der Chemieindustrie
tigt. Während der Methanisierung findet eine Reaktion eingesetzt werden.
O O
C
O O H H
C
O O C
C H H
O O
C
H H
H H H H
C C
H H H H
H H
O H O H
H H H H
O
O H O H
18 Power to GasKarbonisierter, veredelter Wasserstoff
Die Elektrolyse von Wasser ist ein seit über 100 Jahren weltweit
Wasserstoff
etabliertes Verfahren, zu dessen klassischen Einsatzgebieten Me-
H H
tallurgie, Glasindustrie, Ölindustrie, Pharmazie, chemische Indus-
trie (Fetthärtung, Nahrungsmittel, Kunststoff) und Kraftwerksanla-
gen (Generatorkühlung) gehören. Hinzukommen wird der verstärk- Erdgas (Methan)
H:C = 4:1
te Einsatz im Transport- und Energiesektor (Stromversorgung,
Energiespeichersysteme, Kraftstoff). Die Anlagenkapazitäten erstre- H
cken sich von 1 bis zu mehreren 1.000 Nm3/h. Häufig in der Industrie H C H
verwendete Anlagengrößen variieren von 10 bis 500 Nm3/h. Verein- H
zelt werden Anlagengrößen von bis zu 20.000 Nm3/h eingesetzt.
Erdöl (Decan)
Reiner Wasserstoff ist jedoch nicht kompatibel mit allen Erdgasan- H:C = 2:1
wendungen und -techniken. Er kann nur in begrenztem Umfang H H H H H H H H H H
in der Erdgasinfrastruktur eingesetzt werden. Die Infrastruktur, um H C C C C C C C C C C H
reinen Wasserstoff in großem Umfang nutzen zu können, fehlt H H H H H H H H H H
derzeit ebenfalls. Wasserstoff lässt sich jedoch über das auf den
Seiten 16 und 17 beschriebene Verfahren karbonisieren und dabei
Kohle (Coronen)
so veredeln, dass er voll kompatibel zum Erdgas in Deutschland ist. H : C = 0,5 : 1
Damit wird die gesamte Erdgasinfrastruktur mit allen Techniken
H H
und Anwendungen nutzbar und steht infolgedessen für den „Öko- H C C H
C C C
Einsatz“ bereit. H C C C H
C C C C
C C C C
H C C C H
Ein weiterer Vorteil dieses über die Methanisierung veredelten
C C C
Wasserstoffs sind die geringeren Temperaturen bei der Verbren- C C
H H
H H
nung. Dadurch lassen sich die Schadstoffe vergleichsweise gut
beherrschen. Demgegenüber verbrennt reiner Wasserstoff bei
hohen Temperaturen in kurzen Flammen, wobei Stickstoff und
Sauerstoff aus der Luft gecracked werden: O2 (Sauerstoff aus der
Luft) wird zerlegt in atomaren Sauerstoff (O und O) und reagiert
mit dem molekularen Stickstoff N2 aus der Luft. Daraus bildet sich
NO2 (sog. Stickstoffoxide NOX, die für den sauren Regen mitverant-
wortlich sind). Entsprechende Verfahren zur Schadstoffminderung
sind Status quo, aber nicht in allen Techniken einsetzbar.
Power to Gas 195 In der Praxis
Power to Gas in der Praxis
Erdgas aus Strom zu erzeugen, ist technisch realisierbar. Die- Bei dem Verfahren handelt es sich um eine Kombination erprobter
sen Nachweis haben Forschungseinrichtungen, Energiever- Techniken. Dazu gehört, dass
sorger und Technologiekonzerne erbracht. Die ETOGAS GmbH
• H2 in Leitungen geführt wird,
installierte im Auftrag des ZSW in Stuttgart eine Pilotanlage,
z. B. im industriellen Bereich bei der Edelstahlproduktion,
die im November 2009 in Betrieb genommen wurde. Der
Prototyp verfügte über eine elektrische Anschlussleistung von • H2 in Erdgasnetze eingebracht wird,
25 kW. Ohne Optimierungsmaßnahmen wurde bereits hier
• die H2-Erzeugung in der Chemie Stand der Technik ist;
ein Gesamtwirkungsgrad Power to Gas von 40 % nachgewie-
es gibt Serienprodukte,
sen. Als CO2-Quelle dient Umgebungsluft. Das erzeugte Pro-
dukt ist DVGW- bzw. DIN-konformes Gas und wird zur direk- • die CH4-Synthese (der seit etwa 100 Jahren bekannte
ten Betankung von Erdgasfahrzeugen eingesetzt. Sabatier-Prozess) ebenfalls in der Chemie eingesetzt wird.
Röntgenbild der alpha-Anlage Anlagenentwicklung bis 2022
Anschlusswert steigt: 250-fach
Beta
6,3 MW
Pilot η = 54 %
25 kW
η = 45 %
November 2009 2012
Quelle: SolarFuel GmbH
20 Power to GasIm Oktober 2012 wurde eine Anlagenerweiterung in Um die Umwandlung von Ökostrom in Speichergas auch zukünftig wirt-
Kooperation mit der ETOGAS GmbH und dem Fraunhofer schaftlich für den Verbraucher zu gestalten, müssen Power-to-Gas-Anlagen
IWES in Betrieb genommen. Die elektrische Anschlussleis- zur Energieumwandlung und -Speicherung weiterhin von den Entgelten für
tung beträgt 250 kW. Dabei werden 50 m3/h Wasserstoff den Netzzugang freigestellt werden. Die Regelung nach Paragraph 118
und 12,5 m3/h Methan (wenn vorhanden) produziert. Abs. 6 des Energiewirtschaftsgesetzes muss langfristig verankert werden,
um für den Bau weiterer Anlagen Planungssicherheit zu erlangen.
In den nächsten Jahren muss die Wirtschaftlichkeit von
Power-to-Gas-Anlagen weiter verbessert werden. Dabei Die im Auftrag der AUDI AG errichtete, weltweit erste großtechnische Anla-
müssen auch standortliche und technische Aspekte be- ge zur Umwandlung von Ökostromüberschüssen in regeneratives Erdgas
rücksichtigt werden: (von Audi „e-gas“ genannt) wurde 2013 in Werlte (Emsland) in Betrieb ge-
nommen. Täglich werden dort 1.300 m3/h Wasserstoff und 300m3/h regene-
• die Dimensionierung der Elektrolyse
ratives Erdgas produziert. Die Audi-Anlage verwendet CO2 aus einer Abfall-
bezogen auf die örtlichen Netzgegebenheiten,
Biogasanlage des Energieversorgers EWE für die Methanisierung. Hierdurch
• die Auswirkungen der Wasserstoffzumischungen ergibt sich ein geschlossener CO2-Kreislauf. Die Reaktion für die Methanisie-
ins Erdgasnetz sowie der Umwandlungspfad rung erfolgt mit CO2, damit dies nicht in die Atmosphäre gelangt. Die elek-
in Wasserstoff oder die Veredelung zu Methan. trische Anschlussleistung beträgt 6 Megawatt.
Audi e-gas Anlage in Werlte
Groß-
technischer
Betrieb
Ziel der Partner der
158-fach Strategieplattform
Power to Gas
1000 MW
η = xx %
2022
Power to Gas 215 In der Praxis
Technische Herausforderungen
Die Forschungsarbeiten für Brennstoffzellen und das Power-to-Gas-Verfahren sind vielseitig.
Die im Folgenden beschriebenen Herausforderungen stellen nur einen möglichen Pfad zur
Weiterentwicklung und Kostenreduktion des Power-to-Gas-Verfahrens dar.
Methanisierung Reversibler Betrieb
Brennbares Methan wird durch die Sabatier-Reaktion aus Die Reversible Elektrolyse zur Um-
Wasserstoff und CO2 erzeugt. Für diesen Prozess kann zum wandlung von Strom in Wasserstoff
Beispiel das in Biogasanlagen anfallende Kohlendioxid ver- und umgekehrt ermöglicht einen
wendet werden. Um die Methanisierung in großtechnischen flexiblen Umgang mit volatil erzeug-
Anlagen wirtschaftlicher zu machen, wird zum Beispiel ein ten Strom. Insbesondere in Gebäu-
Katalysator aus Nickel benötigt, auf dessen Oberfläche Gas- den, die eine unterbrechungsfreie
moleküle leichter miteinander reagieren. Der Energiebedarf Spannungsversorgung benötigen,
und die -kosten werden dadurch reduziert. Forscher der Swiss wird dieses Verfahren zum Einsatz
Federal Laboratories for Materials Science & Technology kommen. In Kombination mit Photo
haben nun einen nanoskaligen Nickel-Katalysator mit einem voltaik und einem Speicher ist eine
Zeolith kombiniert (Sorptionskatalysator). Zeolith hat die autarke Energieversorgung mög-
Eigenschaft, Wasser aufzunehmen und bei Erwärmung lich. Die Herausforderung für den
wieder abzugeben. In der Reaktion von Wasserstoff und reversiblen Betrieb stellen Materia-
Kohlendioxid entsteht als Nebenprodukt Wasser. Der Zeolith lien für Katalysatoren und Zellen dar,
bindet das Wasser, wodurch sich die Reaktion stärker zum die für beide Umwandlungsrichtun
Methan verschiebt und somit reineres Methan erzeugt wird. gen stabil sind.
Durch Erwärmung kann das Wasser aus dem Zeolith anschlie-
ßend wieder verdunsten, sodass der Prozess erneut durch- Bei der Verwertung der im Elektro-
geführt werden kann. Im weiteren Ausbau sollen zukünftig lyse-Prozess anfallenden Stoffe muss
mehrere Sorptionskatalysatoren zusammengeschaltet wer- noch eine wirtschaftliche Verwert-
den, sodass bei Sättigung des Zeolith der nächste Katalysator barkeit des entstehenden, flüssigen
den Prozess fortsetzen kann, während der vorherige trock- Sauerstoffes gefunden werden, um
net. den Kreislauf zu schließen.
Als noch zu lösendes Problem gilt der anfallende Schwefel,
der zusammen mit Methan und Kohlendioxid in Biogasan-
lagen entsteht. Der Schwefel schädigt den Zeolith, sodass
eine Möglichkeit gefunden werden soll, ihn aus dem Rohbio-
gas zu entfernen.
Quelle: vgl. Dr. Borgschulte; Empa Materials Science &Technology;
www.empa.ch/plugin/template/empa/1358/143415/---/l=1;
abgerufen am 03.03.2014
22 Power to GasAnlagen im Praxisbetrieb
Wasserstoffeinspeisung* Verstromung
Wasserstoffverstromung Wasserstoff als Kraftstoff
Wasserstoff als Kraftstoff Wasserstoff zur Wärmeerzeugung
Wasserstoff zur Wärmeerzeugung Wasserstoff-Forschung
Wasserstoff in Flaschen/Trailer
Wasserstoff-Forschung
Wasserstoff als Kraftstoff
Wasserstoff-Forschung
Methanisierung
Methaneinspeisung* Grapzow
Methan als Kraftstoff
Hamburger Hafen
Werlte
W Wasserstoffeinspeisung* Prenzlau
Wasserstoff-Forschung
Falkenhagen
Wasserstoffeinspeisung* Berlin
Ibbenbüren Wasserstoffverstromung
Wasserstoff zur Wärmeerzeugung
Wasserstoff-Forschung
Verstromung
Herten Wasserstoffverstromung Wasserstoff als Kraftstoff
Wasserstoff als Kraftstoff Wasserstoff zur Wärmeerzeugung
Wasserstoff-Forschung Methanisierung
Wasserstoff in Flaschen/Trailer
Methan-Forschung
Wasserstoff-Forschung
Niederaussem
Methanisierung Bas Hersfeld
Methanverstromung
Methan zur Wärmeerzeugung
Methan-Forschung Frankfurt Wasserstoffeinspeisung*
Wasserstoffverstromung
Wasserstoff als Kraftstoff
Wasserstoffeinspeisung* Wasserstoff zur Wärmeerzeugung
Wasserstoff-Forschung Wasserstoff in Flaschen/Trailer
Mainz Wasserstoff-Forschung
Karlsruhe Schwandorf
Methanisierung
Methaneinspeisung*
Methan-Forschung Stuttgart
Methanisierung
Methanisierung Methaneinspeisung*
Methan-Forschung Methanverstromung
Freiburg Wasserstoff als Kraftstoff Methan als Kraftstoff
Wasserstoff-Forschung Methan zur Wärmeerzeugung
Methan in Flaschen/Trailer
Methan-Forschung
Wasserstoff als Kraftstoff Fotos: Thaut Images (Titel, 3, 14 o.);
Wasserstoff in Flaschen/Trailer Iosif Szasz-Fabian (5 o.); Taffi (5 u.li.);
Chakka (5 u. re.); Janusz Dymidziuk
Wasserstoff-Forschung (6); Eisenhans (7); Kzenon (12, 14 M.);
* ins Erdgasnetz
PixMedia (14 u.); Falk Kienas (15 li.);
AUDI AG (15 2.v.li.,21); jazzid (15 3. v.li.);
muzsy (15 4. v.li.); senertec (15 re.);
Quelle der Daten: DVGW-Innovationsoffensive Gas Sergiy Serdyuk (16); Eclipse Digital
(19)
Power to Gas 23Herausgeber
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Power to Gas
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Stand: Juni 2014
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