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Power-to-Gas – Wikipedia

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power to gas

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mobilität

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Wikipedia

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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. [55] Indirekt handelt es sich bei Power-to-Chemicals ebenfalls um einen Speicherprozess, da auf diese Weise keine fossilen Energieträger mehr als Rohstofflieferanten benötigt werden, sondern potentiell für energetische Zwecke zur Verfügung stehen. Die weltweit erste Pilotanlage mit einer Leistung von fünfundzwanzig kW zur Produktion von Methan nach dem Power-to-Gas-Verfahren wurde im November zweitausendneun 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 Solar Fuel (heute ETOGAS GmbH) in Betrieb genommen.

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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. Es ist möglich, die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von Archaeen durchzuführen (Biologische Methanisierung). Durch die hohe Selektivität der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden.[32][33][34 ] 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-Wert. Die Methanbildungsraten sind allerdings geringer als bei der chemischen Variante. Dem Problem kann begegnet werden, indem die Kathodenoberfläche vergrößert wird.[35] Der Prozess vollzieht sich schrittweise. Zunächst werden Enzyme sezerniert, die sich an der Kathodenoberfläche anheften[36] und so das Überpotential zur Elektrolyse reduzieren.[37] 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[38][39]Methanobrevibacter[40 ] und Methanothermobacter (thermophil)[41] an. Eine direkte Elektronenübertragung wurde ebenfalls postuliert.[42 ] 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 fünfundneunzig Prozent erreicht werden und die anfallende Abwärme kann auch noch genutzt werden.[43] EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle in das Erdgasnetz eingespeist werden. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen,[44 ] 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. 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. Bei Wasserstoff- und Sauerstoffspeicherung nach Hochdruckelektrolyse und einem nachfolgenden, mit Knallgas betriebenen GUD-Kraftwerk konnte an einer Windkraftanlage ein mittlerer elektrischer Gesamtwirkungsgrad (Elektrolyse →\displaystyle \rightarrow Speicherung →{\displaystyle \rightarrow }Rückverstromung) bis 50 % demonstriert werden.[45] Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer, da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann. Bei der Methanisierung wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb der Energieverlust bei der Rückverstromung zweitausendzwölf bei fünfzig bis siebenundsechzig Prozent lag. Dazu gibt die Unternehmensberatung A.T. Kearney an, dass ein sich ergebender Preis von achtzig Euro pro Megawattstunde für künstlich produziertes Methan dreimal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre.[17] Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist außerdem 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.[46] Eine Tonne CO2 aufzufangen kostet bis zu 500 Euro. 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.[47] Der Gasnetzbetreiber Ontras sieht den Wasserstoff-Anteil im Gas derzeit aufgrund von Beschränkungen bei den Anwendungen, insbesondere bei CNG als Kraftstoff, bei zwei Prozent. Das Leitungssystem verträgt jetzt schon auch höhere Wasserstoffanteile. Der DVGW Verein des Deutschen Gas- und Wasserfachs e. V. sieht zehn Prozent Wasserstoff als unkritisch an. Die Alternative wäre, ihn nach der Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen.[47] Umstritten ist, wie hoch die Einspeisegrenzen für Wasserstoff sein können. Gegen zu hohe Wasserstoffkonzentration sprechen 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 eintausendneunhundertachtunddreißig ein über zweihundertvierzig km langes Wasserstoffnetz. Weltweit existierten zweitausendzehn mehr als eintausend Kilometer Wasserstoffleitungen.[48]Air Liquide betrieb mit Stand von zweitausendsechzehn weltweit Wasserstoff-Pipelines mit einer Gesamtlänge von fast zweitausend km.[49] Außerdem treten die unerwünschten Korrosions-Effekte vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, die hauptsächlich im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was durch mehrere Studien belegt wurde.[50 ] 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.[20] Der Nutzungsgrad ist bei Wasserstoffeinspeisung von der Verwendung des Gases, vom Energieaufwand für die Verdichtung sowie von der Länge der Transportleitungen abhängig. Die chemische Energie von EE-Gas kann bei Bedarf in elektrische Energie umgewandelt werden. 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 dreißig % und vierundvierzig %.[1 ] Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von dreiundvierzig % bis zweiundsechzig % erreichbar (45 % Wärmeanteil der KWK mit eingerechnet).[1 ] Wie fossiles Erdgas heute kann EE-Gas theoretisch für die Wärmebereitstellung beispielsweise zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden. Für die Gasherstellung fallen dann etwa fünfunddreißig % thermische Energieverluste an. In der Praxis wäre es jedoch energetisch sehr ineffizient, Gebäude mit EE-Gas und Gas-Brennwertkessel zu beheizen, da eine solche Wärmeversorgung ein Mehrfaches an Primärelektrizität benötigen würde als der alternative Einsatz einer Wärmepumpenheizung. So würde ein von einer Wärmepumpe beheiztes Haus mit fünfzehn kWh Wärmebedarf pro Jahr bei einer üblichen Jahresarbeitszahl von drei rund fünf kWh elektrischer Energie benötigen. Eine sehr effiziente Wärmepumpe mit einer Jahresarbeitszahl von fünf käme sogar mit nur dreitausend kWh aus. Hingegen läge der Stromverbrauch bei Nutzung einer Gas-Brennwerttherme, die mit PtG-Gas betrieben wird, infolge der Verluste bei der Gasherstellung bei insgesamt ca. dreiundzwanzig kWh, und damit um ein Mehrfaches höher.[51] 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 Preise für Wind- und Solarstrom sinken seit Jahren. 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.[52] Anders als Power-to-Gas haben die unterschiedlichen Power-to-Liquid-Technologien die Herstellung flüssiger Kraftstoffe wie z. B. Methanol als Ziel. Gründe für die Herstellung flüssiger Treibstoffe anstelle von Methan sind u. a. die niedrige volumetrische Dichte von Methan sowie sein vergleichsweise hohes Treibhauspotential von ca. dreißig Daher wird die Methanolherstellung durch Hydrierung von Kohlendioxid für die Synthese von Kraftstoffen für das Verkehrswesen als vielversprechenderer Technologiepfad angesehen als die Produktion von gasförmigem Methan.[53] 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. zweitausendfünfzehn wurde von Jensen u. a. eine 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 endothermen Spaltung von Wasser und Kohlenstoffdioxid in Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Sauerstoff erforderliche Wärme 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.[3 ] Bei der Rückverstromung würde unterirdisch verpresstes Brenngas (ein Gemisch 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. zweiundsiebzig % 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 zweihundertfünfzig MW installierter Leistung der Brennstoffzellen und einer Speicherkapazität von fünfhundert GWh (ca. drei Monate). Die Lebensdauer der Gesamtanlage wurde mit zwanzig Jahre angesetzt, die der Brennstoffzellen mit fünf Jahren.[3] Eine zweitausendachtzehn in der Fachzeitschrift Energy online-first publizierte Studie, die dieses Konzept aufgriff und weiterentwickelte, kam zum Ergebnis, dass mit einem solchen integrierten Power-to-Gas--Konzept sogar Strom-zu-Strom-Wirkungsgrade bis etwa achtzig % möglich sein könnten.[54] Neben der Einspeisung ins Gasnetz könnte Wasserstoff aus regenerativen Stromüberschüssen ebenfalls als Rohstoff für die (chemische) Industrie dienen und dort benötigten Wasserstoff ersetzen, der derzeit noch aus fossilen Quellen gewonnen wird. Dies wird als „Power-to-Chemicals“ bezeichnet. Da die Chemieindustrie maßgeblich auf den fossilen Rohstoffen Erdöl und Erdgas basiert, muss die Chemieindustrie mit der Verknappung dieser Rohstoffe langfristig ihre Rohstoffbasis auf regenerative Quellen umstellen. Power-to-Gas-Anlagen ermöglichen es mittels erneuerbarem Überschusstrom synthetische Rohstoffe auf Basis von Wasser und Kohlendioxid zu gewinnen, aus denen wiederum komplexere Grundstoffe wie Methan, Methanol oder Polymere hergestellt werden können.[55] Indirekt handelt es sich bei Power-to-Chemicals ebenfalls um einen Speicherprozess, da auf diese Weise keine fossilen Energieträger mehr als Rohstofflieferanten benötigt werden, sondern potentiell für energetische Zwecke zur Verfügung stehen. Zudem können Power-to-Chemicals-Anlagen das Energiesystem wie auch andere Speicher flexibler gestalten, beispielsweise durch Bereitstellen von Regelleistung oder durch Einsatz im Lastmanagement.[56 ] Als Abnehmer der Produkte kommt insbesondere die Chemieindustrie in Frage, jedoch haben auch weitere Industriebranchen einen teils hohen Bedarf für Wasserstoff oder andere Synthesegase. Beispielsweise könnten Erdölraffinerien, die einen erheblichen Wasserstoffbedarf haben, mit Wasserstoff aus Power-to-Gas-Anlagen versorgt werden, womit der CO2-Ausstoß des Verkehrs nennenswert gesenkt werden könnte.[57] Dieser Einsatz von Power-to-Gas-Anlagen hat gegenüber der Methanisierung mit anschließender Rückverstromung große Vorteile in Hinblick auf Kosten und Wirkungsgrad und sollte deswegen zunächst bevorzugt eingesetzt werden. So könnte bei Power-to-Gas-Anlagen zunächst auf den mit zusätzlichen Energieverlusten verbundenen Schritt der Methanisierung verzichtet werden, während zugleich die ebenfalls verlustbehaftete Erzeugung von Wasserstoff aus fossilem Erdgas entfiele. Zu früh auf die Methanisierung für die Rückverstromung zu setzen würde im Umkehrschluss bedeuten, unsinnigerweise mit Energieverlusten Methan aus vorhandenem Öko-Wasserstoff zu machen, während gleichzeitig und ebenfalls mit Energieverlusten fossiler Wasserstoff aus Erdgas hergestellt würde.[46] Im Zuge der Energiewende werden immer mehr variable erneuerbare Energien errichtet, insbesondere Windkraft- und Photovoltaikanlagen. Dadurch, dass zugleich konventionelle Grundlastkraftwerke 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 deren Einspeisung zeitweise auch ohne Einspeisung fossiler Kraftwerke höher liegen als die Nachfrage, womit die Energie entweder genutzt, exportiert 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 primär Kurzfristspeicher, für eine regenerative Vollversorgung wird jedoch 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 herkömmliche Speicher zur Sicherung der Netzstabilität eingesetzt werden, indem sie als regelbare Last eingesetzt werden. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass Strom aus erneuerbaren Energien im Allgemeinen und Stromüberschüsse im Besonderen auf absehbare Zukunft zunächst mengenmäßig begrenzt bleiben werden. Daher ist es zweckmäßig, Ökostrom vor allem für diejenigen Prozesse einzusetzen, wo er den größten Umweltnutzen entfalten kann.[58] Energiewirtschaftliche Analysen ergaben, dass das vor allem bei der Nutzung von Überschussstrom für Wärmepumpen und Elektroautos durch Sektorkopplung der Fall ist. Diese Technologien sollten früher zum Einsatz kommen als die Erzeugung von Brenngasen mittels Power-to-Gas-Technologie.[59][60] 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.[61] Unterhalb eines Anteils von vierzig % Erneuerbarer Energien gelten eine Ausregelung durch Wärmekraftwerke sowie eine geringfügige Abregelung von Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien (erwartet werden etwa zweihundertsechzig GWh pro Jahr bzw. eins Promille der bei einem 40-%-Anteil prognostizierten Ökostromerzeugung) als volkswirtschaftlich effizienter. Die Speicher würden in diesem Fall größtenteils zur besseren Auslastung von in Grundlast betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerken eingesetzt; zugleich würden die Kosten für den Neubau der Speicher den Nutzen durch eine gleichmäßigere Kraftwerksfahrweise deutlich übersteigen. Daher werden zusätzliche Speicher in Deutschland frühestens ab dem Jahr zweitausendzwanzig für notwendig gehalten.[62] Auch bei Anteilen Erneuerbarer Energien von bis ca. siebzig % am Jahresstrombedarf bleibt der Speicherbedarf zunächst moderat, sodass Power-to-Gas in absehbarer Zeit noch nicht benötigt wird, sondern zur Marktreife gebracht werden kann.[63] Ein Bedarf für saisonale Speicherung tritt erst auf, wenn der Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung 60[8] bis 80[9] % erreicht. Dann sollten mit Power-to-Gas zunächst synthetische Brennstoffe produziert werden, die 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.[8] Grundsätzlich gilt, dass die gleichzeitige Erzeugung von synthetischem Methan 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 als EE-Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann.[64][65 ] Daher sollten bei der Einbindung von Stromüberschüssen zunächst energieeffizientere Technologien wie Power-to-Heat zum Einsatz kommen und erst später die deutlich verluststärkere Power-to-Gas-Technologie genutzt werden. Da Power-to-Gas auch kostenintensiver ist als die genannten Alternativen wird diese Nutzungsreihenfolge auch aus wirtschaftlichen Gründen empfohlen.[66] Durch den überschaubaren Wirkungsgrad, der wiederum zu einem erheblichen Mehrbedarf an Windkraft- und Photovoltaikanlagen führt, sollte ein zukünftiges Energiesystem so ausgelegt sein, dass insgesamt nur ein geringer Langfristspeicherbedarf besteht.[67] Die Nutzung von Power-to-Gas ist nur energetisch sinnvoll und emissionseinsparend, wenn Ökostrom genutzt wird. Wird hingegen Strom aus fossilen Energien eingesetzt, vervielfachen sich die Emissionen. Kommt beispielsweise Strom aus einem Braunkohlekraftwerk zum Einsatz, das Emissionen von eintausendeinhunderteinundsechzig g CO2-äq./kWh aufweist, ergäben sich bei je sechzig % Wirkungsgrad für Speicherprozess und Rückverstromung im GuD-Kraftwerk Gesamt-Emissionen von dreitausendzweihundertfünfundzwanzig g CO2-äq./kWh, etwa das Achtfache von Strom aus einem fossil befeuerten Erdgaskraftwerk.[68 ] Unter gewissen Umständen lassen sich jedoch Negative Emissionen erzielen, mit denen der Kohlendioxidanteil der Erdatmosphäre aktiv reduziert werden kann. Dies ist beispielsweise dann der Fall, wenn das Kohlenstoffdioxid für die Methanisierung aus der Luft gewonnen wird und das synthetisierte Methan später in einem Kraftwerk mit CO2-Abscheidung und -Speicherung verbrannt wird.[69] 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 zweitausendfünfzig – wenn laut Bundesregierung achtzig % des elektrischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen sollen – zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne Speicherkapazitäten von dreißig Terawattstunden (TWh).[17] Demgegenüber wurde die Speicherkapazität der Erdgasspeicher im deutschen Erdgasnetz im April zweitausendzehn vom Fraunhofer-IWES mit über zweihundert TWh angegeben, was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht.[70] Inklusive der 2013 in Planung befindlichen Kavernen- und Porenspeicher liegt die Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes bei ca. 332 TWh. Der Erdgasverbrauch lag zweitausendelf bei siebenhundertsechzig TWh, könnte aber durch mehr Power-to-Gas-Anlagen weiter ansteigen. Dennoch wäre das Erdgasnetz inklusive der geplanten Speicher ausreichend dimensioniert für eine sichere Vollversorgung auf Basis erneuerbarer Energien.[71] Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von 0,04 TWh und sind als Kurzfristspeicher für eine Nutzungsdauer im Stunden- bis Tagesbereich ausgelegt.[72] Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich höheren Wirkungsgrad (zwischen siebzig % und fünfundachtzig %), 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.[73] Diese Speicherkapazität liegt in einer ähnlichen Größe wie die Speicherkapazität des deutschen Gasnetzes. Für Speichergas aus erneuerbarer Energie wird somit, wenn es anschließend wieder in elektrische Energie umgewandelt wird, eine Einspeisevergütung gemäß § fünf Nr. neunundzwanzig EEG zweitausendvierzehn gezahlt. Die Vergütung gilt nur für Kleinanlagen (< einhundert kW ab eins Januar 2016, vorher < fünfhundert kW). Für größere Anlagen erfolgt die Förderung über eine Marktprämie gemäß § fünf Nr. neunundzwanzig EEG zweitausendvierzehn Dies stellt aber keine besondere Förderung da, da bei dem Umweg über die Speicherung zusätzliche Kosten entstehen, aber kein zusätzlicher Gewinn im Vergleich zur direkten Einspeisung des Stroms,[76] abgesehen von der Befreiung von bestimmten Gebühren.[77] Die weltweit erste Pilotanlage mit einer Leistung von fünfundzwanzig kW zur Produktion von Methan nach dem Power-to-Gas-Verfahren wurde im November zweitausendneun 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.[78] 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.[70] Der Wirkungsgrad der Gasherstellung liegt bei etwa vierzig %.[79 ] Im März zweitausendelf 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.[80] Dieser Test kombinierte eine Windgasanlage, einen Windpark und eine Biogasanlage.[81] Im Jahr zweitausendzwölf 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.[82] Im Oktober zweitausendzwölf ging am ZSW in Stuttgart eine mit zweihundertfünfzig kW Leistung zehnmal so große – zum Zeitpunkt die weltgrößte Power-to-Gas-Anlage – in Betrieb.[83] 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. Biogasanlage, Gastank und Windkraftanlage des Hybridkraftwerks Prenzlau von Enertrag Das Unternehmen Enertrag betreibt eine Pilotanlage, ein im März zweitausendzwölf in den Normalbetrieb gegangenes Hybridkraftwerk in der Uckermark nördlich von Prenzlau (Brandenburg), das Wasserstoff als Zwischenspeicher nutzt. Gespeist wird die Anlage, die im Oktober zweitausendelf erstmals in Betrieb ging, von insgesamt drei Windturbinen mit je zwei Megawatt. Die Leistung des Elektrolyseurs beträgt 500 kW bei etwa 75 % Wirkungsgrad.[84] Der Energieversorger Greenpeace Energy bot seit dem eins Oktober zweitausendelf einen Windgas-Fördertarif an, der bei Lieferung von konventionellem Erdgas einen Förderbeitrag von 0,4 Euro-Cent pro Kilowattstunde für fünf Windgasanlagen enthält und von (2018) über 19.000 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.[85] Nach anfänglichen Vertragsproblemen und Anlaufschwierigkeiten erfolgt seit dem zwölf Dezember zweitausendvierzehn die Einspeisung von „Windgas“ in das Gasnetz durch die Enertrag-Pilotanlage in der Uckermark.[86] Planungen zur Errichtung einer eigenen Greenpeace-Anlage zur Erzeugung von Windgas wurden vom Aufsichtsrat Ende zweitausendzwölf zunächst einstimmig abgelehnt.[87] 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.[88] Die Anlage ist auch Lieferant einer Wind-Wasserstofftankstelle der Total Deutschland GmbH in der Heidestraße in Berlin-Mitte, die am achtzehn April zweitausendzwölf im Rahmen des Wasserstoffprojekts Clean Energy Partnership (CEP) in Betrieb genommen wurde[89] und auf achtunddreißig Betankungen pro Tag ausgelegt ist.[90 ] 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 gewonnenen Wasserstoff auch regeneratives CO2 aus einer von MT-Biomethan gelieferten Biogasaufbereitungsanlage eingesetzt. Die Anlage mit einer elektrischen Anschlussleistung von sechs MW wird 1,4 Millionen Normkubikmeter in Erdgas-Normqualität pro Jahr produzieren.[91] Die Anlage wurde am fünfundzwanzig Juni zweitausenddreizehn eingeweiht[92] und hat im Herbst zweitausenddreizehn 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.[93 ] Der Wirkungsgrad der Gasherstellung beträgt vierundfünfzig %.[79 ] In Schwandorf/Oberpfalz hat das zur Viessmann Group gehörende Unternehmen MicrobEnergy GmbH im Februar zweitausenddreizehn 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 zweitausenddreizehn in Bau. Am Standort der Verbandskläranlage Schwandorf-Wackersdorf erzeugt ein Elektrolyseur dreißig m³/h Wasserstoff, die in einem eintausenddreihundert 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.[94] Die Anlage wurde von Schwandorf an den Standort Allendorf (Eder) verlegt. Dort wird seit Anfang März zweitausendfünfzehn Strom in Methan umgewandelt und in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist. Das benötigte CO2 stammt aus dem Abgasstrom einer nahegelegenen Biomethananlage mit Gasaufbereitung oder es wird direkt Rohbiogas aus dieser Anlage mit etwa fünfzig % CO2-Gehalt zur biologischen Methanisierung genutzt. In diesem Fall dient das Power-to-Gas-Verfahren zusätzlich als Aufbereitungstechnologie für Rohbiogas aus Biogas- oder Kläranlagen. Im Rahmen einer Kooperation wird das Speichergas aus der Power-to-Gas-Anlage an Audi vermarktet.[95] In Falkenhagen in der brandenburgischen Prignitz hat der Energiekonzern E.ON im Juni zweitausenddreizehn erstmals im Testlauf einer Pilotanlage aus Windkraft erzeugten Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Insgesamt wurden in dem eine Stunde dauernden Test rund einhundertsechzig 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 zweitausenddreizehn wurde die Pilotanlage in Betrieb genommen. Laut E.ON produziert die Anlage mittels Alkali-Elektrolyse rund 360 Normkubikmeter Wasserstoff pro Stunde.[96][97] Am Standort Frankfurt am Main betrieb die Thüga-Gruppe von 2014 bis 2017 die erste Power-to-Gas-Demonstrationsanlagen der Welt, die Strom in Wasserstoff umgewandelt und in das kommunale Gasverteilnetz eingespeist hat.[100 ] Über eine Protonen-Austausch-Membran (PEM) wurden pro Stunde sechzig m³ Wasserstoff erzeugt.[101 ] Der Energiekonzern RWE hat im August zweitausendfünfzehn mit der Einspeisung von mittels Windstrom erzeugtem Wasserstoff in das regionale Gasnetz begonnen. Der Wasserstoff wird mittels PEM-Elektrolyse in einer Power-to-Gas-Anlage im Nordrheinwestfälischen Ibbenbüren gewonnen. Die Anlage hat eine Kapazität von 150 kW und eine Effizienz (Strom zu Wasserstoff) von 86 %.[106][107 ] Die städtischen Betriebe Haßfurt und der bundesweit aktive Ökoenergieanbieter Greenpeace Energy betreiben in Haßfurt eine kommerzielle Windgas-Anlage. Diese speist seit dem acht September zweitausendsechzehn rund eine Million kWh Wasserstoff pro Jahr in das Gasnetz ein, der mittels überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Dazu wird in der Anlage im Hafengelände am Main ein containergroßer 1,25-Megawatt-PEM-Elektrolyseur eingesetzt.[108][109] Um das Gas mit dem überschüssigen Windstrom möglichst wirtschaftlich erzeugen zu können, ist die Anlage in das virtuelle Kraftwerk des Kölner Energieunternehmens Next Kraftwerke eingebunden[110]. Dieses schaltet über eine Fernwirkeinheit den PEM-Elektrolyseur nur dann ein, wenn der Strombörsenpreis besonders niedrig ist – beispielsweise bei stürmischen Wetterlagen wie Anfang 2017.[111] zweitausendsechzehn begann das DLR am Institut für Raumfahrtantriebe mit der Errichtung einer Wasserstoff produzierenden Power-to-Gas-Anlage, die dazu dienen soll, diese Speichertechnik im industriellen Maßstab zu erforschen und weiter zu entwickeln. Neben einem PEM-Elektrolyseur mit einer Leistung von eins MW wird auch ein Blockheizkraftwerk errichtet, das mit dem produzierten Wasserstoff betrieben werden kann. Dieses soll das Institut bei geringer Stromerzeugung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen vollständig mit Strom und Wärme versorgen. Ein Teil des Wasserstoffs soll ebenfalls für die Forschung an Raketentriebwerken am Standort verwendet werden.[112 ] Im Rahmen des Europäischen Forschungsprojektes HELMETH wurde ab 2014[113] an der Entwicklung eines neuartigen Power-to-Gas Konzeptes gearbeitet. Dieses sticht durch die Wasserstoffproduktion mittels druckbetriebener Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) heraus.
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Power-to-Gas – Wikipedia
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Einspeisepunkte eine Infrastruktur zur Messung der Gasmenge benötigen,[44 bietet sich eine Einspeisung im Bereich existierender oder Gasversorgungsbauwerke – unter anderem Gaswerke, Gaskraftwerke, Hybridkraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Verdichterstationen oder die Gasometer Gasbehälter zählen – als Einspeisepunkte an. gibt die Unternehmensberatung A.T. Kearney an, dass ein sich Preis von 80 Euro pro Megawattstunde für Methan hoch wie der Erdgases wäre. [ [ ist auszugehen, dass langfristig wenige Quellen für Kohlenstoffdioxid zur Verfügung stehen werden. sprechen nicht Materialschäden an Gasleitungen, Verdichtern und Anlagen, sondern vor allem Fragen zur Vermeidung einer Knallgasreaktion. Erdgas kann EE-Gas theoretisch für die Wärmebereitstellung zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden. stammen für den Mobilitätssektor Kraftstoffe in Frage, eine Technik, die als Power to Liquid ( deutsch : „ Schwung zu Flüssigkeit “ ) bekannt ist. wurde von Jensen u. a. eine Studie mit einem solchen Konzept in der Fachzeitschrift Energy and Environmental Science veröffentlicht. Gespeichert würden Methan und Kohlendioxid. Grundfeste war ein Speicherkraftwerk mit 250 MW Meisterleistung der Brennstoffzellen und einer Speicherkapazität von 500 G Wh ( Power-to-Gas-Anlagen ermöglichen es mittels Überschusstrom Rohstoffe auf Auflage von Wasser und Kohlendioxid zu gewinnen, aus denen Grundstoffe wie Methan, Methanol oder Polymere hergestellt werden können. [ 55 ] indirekt handelt es sich um einen Speicherprozess, da auf diese Weise keine Energieträger als Rohstofflieferanten benötigt werden, sondern potentiell für Zwecke zur Verfügung stehen. kommt die Chemieindustrie in Frage, haben Industriebranchen einen Bedarf für Wasserstoff oder Synthesegase. könnte bei Power-to-Gas-Anlagen auf den mit Energieverlusten Schritt der Methanisierung verzichtet werden, während die Erzeugung von Wasserstoff aus Erdgas entfiele. ist es zweckmäßig, Ökostrom vor allem für diejenigen Prozesse einzusetzen, er den Umweltnutzen entfalten kann. Die Speicher würden zur Auslastung von in Grundlast Braunkohlekraftwerken zulasten von Kraftwerken eingesetzt; würden die Kosten für den Neubau der Speicher den Nutzen durch eine Kraftwerksfahrweise deutlich übersteigen. 70 % bleibt der Speicherbedarf moderat, sodass Power-to-Gas in Zeit nicht benötigt wird, sondern zur Marktreife gebracht werden kann. [ [ ] sollten bei der Einbindung von Stromüberschüssen Technologien wie Power-to-Heat zum Einsatz kommen und später die Power-to-Gas-Technologie genutzt werden. wäre das Erdgasnetz inklusive der Speicher ausreichend dimensioniert für eine Vollversorgung auf Basis Energien. im Rahmen des Wasserstoffprojekts Clean Energy Partnership ( CEP ) in Betrieb genommen wurde[89 ] und auf 38 Betankungen pro Tag ausgelegt ist. Projektpartner ist die Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher ( FENES ) der Hochschule Regensburg. hat E.ON die Prozesskette von der Stromaufnahme bis zur Einspeisung des Wasserstoffs zum Mal mit Erfolg praktisch umgesetzt.

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Quellenangabe:    

https://de.wikipedia.org/wiki/Power-to-Gas

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