Der Stromnetzbetreiber Amprion und der Gasnetzbetreiber Open Grid Europe (OGE) wollen Power-to-Gas-Anlagen im industriellen Maßstab erproben. Wie die Unternehmen auf einer gemeinsamen Pressekonferenz bekannt gaben, zielt die Kooperation auf den Leistungsbereich von 50 bis 100-MW-Power-to-Gas-Anlagen ab. Potenzielle Standorte hierfür lägen in Niedersachsen und im nördlichen Nordrhein-Westfalen. Das niedersächsische Energieministerium freut sich bereits, dass Amprion, OGE und die H&R Raffinerie einen Standort im Raum Salzbergen in den Blick nehmen.
Um den im Koalitionsvertrag angepeilten Anteil von 65 Prozent Erneuerbaren zu erreichen, müssten saisonale Speicherkonzepte entwickelt werden, heißt es seitens Amprion und OGE. Die „volkswirtschaftlich effiziente Lösung“ sei PtG unter Nutzung der vorhandenen Gasinfrastruktur. „Der Einsatz dieser Technik im industriellen Maßstab ist noch nicht in der Praxis bewiesen. Das wird in den kommenden Jahren jedoch umso notwendiger“, sagt Klaus Kleinekorte, technischer Geschäftsführer von Amprion.
„Wir brauchen den Durchbruch in Deutschland“
„Wir brauchen den Durchbruch in Deutschland“, sagt Stephan Kamphues, Geschäftsführer der OGE-Muttergesellschaft Vier Gas Transport GmbH. Es sei Zeit, die „Türen für die Sektorkopplung im industriellen Maßstab“ zu öffnen. OGE betreibt das längste Fernleitungsnetz für Gas in Deutschland. Amprion sorgt für den Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch im deutschen Übertragungsnetz. „Die Strom- und Gassysteme ergänzen sich sehr gut, wenn man die jeweiligen Eigenschaften zum Vorteil einer Energieinfrastruktur nutzt“, heißt es bei Amprion und OGE.
„Power-to-Gas-Anlagen im Gigawatt-Bereich erforderlich“
Grundsätzlich entstehe mit der PtG-Technologie im Bereich von 50 bis 100 MW eine „innovative Anlagenklasse, die zugleich Marktparteien freien Zugang ermöglicht“. Heutige PtG-Anlagen in Deutschland weisen Leistungen von maximal sechs MW auf. Um einen wesentlichen Beitrag für das Gelingen der Energiewende zu leisten, seien jedoch Anlagen im GW-Bereich erforderlich, heißt es weiter. „Daran wollen wir arbeiten, um ab 2030 die Option großtechnischer Speicher zu haben“, sagt Hans-Jürgen Brick, kaufmännischer Geschäftsführer von Amprion.
Grunddebatte der Sektorkopplung: PtG versus direktelektrische Ansätze
Mit Blick auf die Ausgestaltung der Sektorkopplung gibt es unterschiedliche Optionen. Die Nutzung des Gasnetzes in der von Amprion und OGE angestrebten Weise löst das Problem der Langzeitspeicherung von fluktuierend erzeugenden erneuerbaren Energien wie Windstrom und Photovoltaik. Allerdings kann aufgrund unterschiedlicher Umwandlungsschritte wie Elektrolyse, Methanisierung und Rückumwandlung in Wärme und/oder Strom nur ein vergleichsweise kleiner Teil der durch Wind- und Solaranlagen erzeugten Energie nutzbar gemacht werden.
Eine denkbare Alternative zur Sektorkopplung über Power-to-Gas sind direktelektrische Ansätze wie die Elektromobilität für den Verkehr und die Verwendung von Wärmepumpen im Gebäudebereich. Hier werden deutlich höhere Wirkungsgrade erreicht, im Fall der Wärmepumpen kann mit einer eingesetzten Kilowattstunde Grünstrom sogar ein Vielfaches an nutzbarer (Wärme-)energie verfügbar gemacht werden. Allerdings ist der Wärmebedarf gerade im Winter besonders hoch, wenn die Photovoltaikanlagen die geringsten Erträge im Jahresverlauf aufweisen. Wie ein volkswirtschaftlich optimierter Mix unterschiedlicher Energiespeicheroptionen aussieht – zu ihnen zählt auch die Power-to-Gas-Technologie – ist Gegenstand kontroverser Diskussionen.
Erfreut über die Pläne von Amprion und OGE zeigte sich Niedersachsens Umwelt- und Energieminister Olaf Lies (SPD). Power to Gas sei einer der zentralen Bausteine der Sektorkopplung. „Wenn wir jetzt nicht anfangen, größere Anlagen zu bauen, werden wir die nötigen Entwicklungsschritte und Kostenreduktionen nicht erreichen“, sagt Lies. Er freue sich, dass die Strom- und Gasnetzbetreiber gemeinsam mit der Industrie – konkret der H&R Raffinerie – das Vorhaben vorantrieben. Ein Standort im Raum Salzbergen biete die Chance, Wasserstoff zur Einspeisung ins Gasnetz als Treibstoff zur Erzeugung von SNG und zur stofflichen Nutzung im Raffinerieprozess nutzen zu können. „Vorteil der Realisierung des Vorhabens an diesem Standort ist, dass mit einer Müllverbrennung am Ort, sogar eine CO2-Quelle für die Methanisierung verfügbar ist.“