Branchenkenner betonen seit Jahren, dass „Sektorkopplung und Speicher“ von entscheidender Bedeutung für die Energiewende in Deutschland seien. Insbesondere „Power-to-Gas“ (P2G) als Mittel zur Sektorenkopplung, also zur Verknüpfung des Strom-, Wärme-, Mobilitäts- und Industriesektors, gilt vielen als Hoffnungsträger: die Umwandlung von Strom, der nicht in den Netzen transportiert werden kann, in Wärme, Kraftstoffe und chemische Rohstoffe. Am Anfang steht dabei stets die Elektrolyse: Unter Verwendung von Grünstrom aus Stromspitzen wird H2O aufgespalten – es entstehen Sauerstoff (H) und Wasserstoff (O2). Wasserstoff kann wiederum entweder zur Rückverstromung verbrannt oder zu Biofuels oder Methan für die Wärmegewinnung weiterverwendet werden. Technisch ist das keine große Neuheit mehr.
„Aus systemischer Sicht ist es ausgesprochen sinnvoll, weil die Lösung des Speicherbedarfs und die sektorübergreifende Dekarbonisierung damit zusammenhängen“, sagt Markus Graebig, Gesamtprojektleiter von WindNODE – dem Verbundprojekt im 50Hertz-Gebiet, das sich besonders den Themen Sektorkopplung und Lastausgleich widmet. „Im Kontrast dazu steht die Tatsache, dass die marktlichen Anreize noch weitgehend fehlen.“ Das Problem: P2G konkurriert wirtschaftlich mit dem immer noch günstigeren fossilen Erdgas: Es liegt bei 3-4 Cent pro Kilowattstunde (kWh) für Industrie- und Gewerbekunden. „Bis vor Kurzem war die verbreitete Wahrnehmung, dass das aus betriebswirtschaftlicher Sicht eigentlich nicht geht, wenn man nicht mit ausreichender Förderung oder glücklichen regionalen Umständen rechnet“, so Graebig. Hinzu kommen die Abgaben auf Stromabnehmer: Power-to-X-Unternehmen wie das Start-up Lumenion bemängeln, dass sie aufgrund diverser Gebühren 1 Kilowattstunde selbst dann noch 15 Cent koste, wenn sie überschüssigen Strom für 0 Cent aus dem Netz beziehen würden. Die Wirtschaftlichkeit ist also insbesondere eine regulatorische Frage. „Der Durchbruch wird noch durch das Fehlen von Geschäftsmodellen verhindert“, meint Simon Schäfer-Stradowsky, Geschäftsführer des Instituts für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM). „Da sind die rechtlichen Rahmenbedingungen das große Hindernis.“
„Eine sektorübergreifende CO2-Bepreisung unter der Prämisse des Verursacherprinzips wäre ein Game Changer“, stimmt auch WindNODE-Projektleiter Graebig zu. „Das scheint aber leider gerade nicht sehr wahrscheinlich.“ Eine andere Möglichkeit bestünde darin, Elektrolyseure und Speicher von den Stromverbrauchsabgaben zu befreien. Einen grundsätzlichen Sprung im Energierecht erwarten die Experten nicht mehr in dieser Legislaturperiode – aber zumindest eine regulatorische Erprobung in Experimentierfeldern und Forschungsprojekten sollte schon möglich sein.
Wer es trotzdem versucht
Trotz dieser Hürden preschen Unternehmen im Norden Deutschlands mit Pilotprojekten und Klein-Anlagen vor, teils durch BMBF-Förderung, teils ohne. Beispiel Dithmarschen, Schleswig-Holstein: Mehrere Wind-Pioniere gründen gemeinsam die Wind to Gas Energy GmbH. Der Strom eines nahen Windparks soll in Gas für eine H2-Mobility-Wasserstofftankstelle und für das Gasnetz der Schleswig Holstein Netz AG umgewandelt werden. Geplanter Einspeisestart der 2,4-MW-Anlage ist das Frühjahr 2019. Beispiel Haurup, bei Flensburg: Greenpeace Energy initiiert die Energie des Nordens GmbH. Die Energie eines 2020 aus dem EEG fallenden Windparks soll durch einen 7,8-MW-Elektrolyseur als Gas in das Gasunie-Netz eingespeist werden. Geplant ist die Einspeisung ab 2020. Aber auch viele andere Akteure wie zum Beispiel EWE, Edis und Gasag, Sunfire und MAN energy solutions streben Betriebsaufnahmen ihrer Projekte in den Jahren 2019 und 2020 an.
„Aus Betreibersicht könnte die Sektorkopplung durch P2X dazu führen, dass man länger an der Wertschöpfungskette partizipiert“, betont IKEM-Geschäftsführer Schäfer-Stradowsky die Vorteile auch für Windenergie-Anlagenbetreiber.
„Im Idealfall kann man dann als Betreiber des Elektrolyseurs an der Verarbeitung partizipieren.“ Aktuell geschehe das aufgrund der hohen Kosten jedoch noch meist im Rahmen von Forschungsprojekten – was immerhin den Vorteil habe, dass sich Kooperationen mit verschiedenen Partnern aus dem Bereich Netze und Gaswirtschaft etablieren. Der aktuelle Entwicklungsschub beruht nicht zuletzt auf einem gesteigerten Interesse seitens dieser neuen Akteure.
Netzstabilität im Vordergrund
Allen voran das Projekt Hybridge, das von dem Erdgas-Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe (OGE) und dem Übertragungsnetzbetreiber Amprion durchgeführt wird. Zwischen dem EE-Land Niedersachsen und dem Verbraucherland NRW soll ein 100-MW-Elektrolyseur auf Systemebene fungieren. Das heißt: Stromproduzenten können ihren überschüssigen Strom im Hybridge-Elektrolyseur (gegen Gebühr) umwandeln und als Gas verkaufen. Die Projektpartner betonen, zu keinem Zeitpunkt Eigentümer der Energieträger zu sein, und nur die Infrastrukturdienstleistung diskriminierungsfrei an andere Marktteilnehmer zu verkaufen. „Für uns ist das Entscheidende, dass wir damit unsere Leitungen bei Spitzenbelastung entlasten können“, sagt Andreas Preuß, Pressesprecher von Amprion. „Wie das Endprodukt dann weiterverwendet wird, steht für uns eigentlich im Hintergrund. Für uns ist das Systemstabilisierung.“
Die Kosten, die nach Verrechnung mit den Nutzungsgebühren verbleiben, will Hybridge als Betriebsmittel über die Netzentgelte abrechnen. Bisher sperrt sich die Bundesnetzagentur allerdings noch. Auch IKEM-Geschäftsführer Schäfer-Stradowsky sieht das Modell im Kontext der Stromkostendebatte kritisch: „In diesem frühen Entwicklungsstadium sollte es vielleicht noch nicht so behandelt werden wie jahrelang erprobte Betriebsmittel.“ Bei solchen F&E-Projekten seien Innovationsförderungen die angemessenere Kostendeckung. Amprion-Sprecher Preuß hält das jedoch für den falschen Weg: „Unsere Anlage kostet so viel, da würden wir das Jahresbudget von einem Reallabor aufbrauchen. Diese Innovationsförderungen können besser von kleineren Projekten genutzt werden.“ Trotz des aktuellen Gegenwinds ist er überzeugt davon, dass sich die entsprechenden Stellen noch umstimmen lassen. „Wir haben keinen Plan B, weil wir davon ausgehen, dass das so kommen wird.“
Speichern durch Hitze
Als zweite aussichtsreiche Sektorkopplungs-Technologie gilt Power-to-Heat, bei der Ökostrom genutzt wird, um Speichermaterialien zu erhitzen. Die gespeicherte Wärme kann dann entweder für Heizung und Kühlung im privaten und industriellen Verbrauch verwendet werden, oder bei Stromflauten durch Erhitzung von Wasserdampf und Turbinenbetrieb zur Rückverstromung eingesetzt werden.
Während der Verhandlungen in der Kohlekommission war besonders eine Technologie mit Potential zur Nachfolgenutzung in der Lausitz diskutiert worden: die Wärmespeicherung in Salz. Ihr Vorteil: hohe Temperaturen, überschaubare Rohstoffkosten, beliebige Skalierung. Bei Anwendung in alten Kohlekraftwerken, so die Meinung der Experten, ließe sich gar die bereits vorhandene Turbinen- und Netzinfrastruktur nutzen. Seit 2017 beschäftigen sich Pilotprojekte vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) und von RWE in Köln sowie von Vattenfall und SaltX in Berlin mit Salzspeichern. Während DLR und RWE im TESIS-Projekt mit einer flüssigen Salzmischung experimentieren, soll beim Berliner Projekt eine Nano-Schicht um das Salz eine unbegrenzte Verwendbarkeit ermöglichen. Die Speicherkapazitäten sollen im drei- bis vierstelligen MW-Bereich liegen. Vattenfall und SaltX erwarten bis Ende 2019 die Ergebnisse aus dem Testbetrieb, die dann die Umsetzbarkeit zeigen sollen.
Günstiger versprechen allerdings neue Wärmespeicher aus Stein und Beton zu sein. So hat das schwedische Start-up EnergyNest eine Betonmischung entwickelt, welche durch Thermoöl-Rohre erhitzt werden kann. Die angeblich bis zu 50 Jahre haltbaren tonnenschweren HeatCrete-Batterien erzielen laut Unternehmensangaben Wärmewirkungsgrade von 95 Prozent. Siemens-Gamesa will indes 2019 mit einem Energiespeicher bei Hamburg ans Netz gehen, der sich die Wärmespeicherung von Vulkangestein zunutze macht. Rund 1.000 Tonnen Gestein sollen im bereits fertiggestellten Wärmespeicher erhitzt werden und rund 30 MWh rückverstromen können. Der Wirkungsgrad in der Rückverstromung sei mit 25-30 Prozent zwar gering – den Hauptzweck sieht Siemens-Gamesa allerdings ohnehin bei der Sekundärregelleistung und der Nutzung von überschüssigem Strom. Einsetzbarkeit sei daher entscheidender als Wirkungsgrad, vor allem aufgrund des günstigen Rohstoffes.
Die Lumenion GmbH, die aktuell mit Vattenfall und der Gewobag an einem 2,4-MWh-Pilotprojekt in Berlin-Tegel arbeitet, setzt derweil auf den Rohstoff Stahl. Mittels einer Kraft-Wärme-Kopplung werde 70 Prozent der Energie anschließend als Wärme, 25 Prozent als Strom ausgespeichert. Stahl sei zwar teurer als Beton, dafür jedoch unter thermischem Stress langlebiger. Außerdem sei die Energiedichte höher, weshalb Stahlspeicher besonders in Städten durch weniger Platzbedarf eingesetzt werden könnten. Ende 2019 soll die Demo-Anlage eröffnet werden.
Die Hoffnung bleibt
Die zahlreichen Pilotprojekte und ihre steigende Sichtbarkeit schüren die elementare Hoffnung, dass die Politik der Technologie endlich die richtigen Rahmenbedingungen ermöglicht. Dies sei auch wichtig, um die Innovationsführerschaft Deutschlands bei dieser Zukunftstechnologie zu gewährleisten, sagt WindNODE-Projektleiter Graebig. So wie die Wind-Hersteller und die Automobilbranche dem Weltmarkt hierzulande ihre Qualität vorführen können, brauche auch P2X einen innovationsfreundlichen Heimatmarkt. „Für die zweite Stufe der Energiewende benötigt die Sektorkopplung ihre Autobahn vor Ort.“
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