Herr Bahke, Deutschland wird nicht nur seine selbst gesteckten Klimaziele für 2020 verfehlen, sondern auch die europäischen Verpflichtungen nicht vollständig erfüllen. Was nun?

Die Energiewende braucht ganz klar neue Impulse. Bis zum Jahr 2050 müssen wir es schaffen, die CO2-Emissionen optimaler Weise um 95 Prozent zu senken. Und das bei einem Lösungsansatz, der volks- und energiewirtschaftlich sinnvoll ist. 

Wie kann das gelingen?

Kurzfristig können wir durch einen Tausch der Energieträger schon viel erreichen. Das heißt: Weg von Kohle und Öl, hin zu Erdgas. Und das ist kein Widerspruch, denn Erdgas wird künftig Grünes Gas, also erneuerbar sein. Beim Blick auf die einzelnen Sektoren fällt außerdem auf, dass die Integration der erneuerbaren Energien in Deutschland unterschiedlich weit vorangeschritten ist. Hier ist eine Angleichung notwendig.  

Das heißt?

Wir stagnieren in den Sektoren Wärme und Verkehr. In den kommenden Jahren muss also vor allem hier nachgearbeitet werden. Weiteren Bedarf sehe ich bei der Fragestellung der Energiespeichersysteme. Bei einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien brauchen wir Langzeitspeicher, die saisonale Schwankungen ausgleichen. Nur so können wir den Bedürfnissen der Endkunden gerecht werden, die im Winter ein Vielfaches mehr an Energie verbrauchen als im Sommer.  

In puncto Energiespeichersystem gilt schon seit einiger Zeit Power-to-Gas als Hoffnungsträger. Was verbirgt sich dahinter?

Unter Power-to-Gas versteht man die Umwandlung von erneuerbarem Strom in Wasserstoff mittels Elektrolyse. In einem zweiten Schritt kann aus Wasserstoff synthetisches Gas produziert werden, das die gleichen Eigenschaften aufweist wie das derzeit eingesetzte Erdgas. Nutzt man dabei Kohlenstoff aus erneuerbaren Quellen, ist dieses synthetische Gas dann natürlich erneuerbar. 

Welche Vorteile hat Power-to-Gas?

Das lässt sich am besten an einem Beispiel verdeutlichen: Die aktuellen Speichermöglichkeiten im Erdgasbereich reichen aus, um alle Gasverbraucher, die momentan in Deutschland angeschlossen sind, über drei Monate hinweg weiter zu versorgen. Anders sieht es beim Strom aus. Mit den zur Verfügung stehenden Stromspeichern kann die Versorgung für lediglich 41 Minuten aufrechterhalten werden. Das ist ein großer Unterschied. Daher kommt der Ansatz, einen Großteil des erneuerbaren Stroms in Gas umzuwandeln. So kann diese Speichermöglichkeit zusätzlich genutzt und ein wichtiger Beitrag zur Versorgungssicherheit geleistet werden. Hinzu treten die Transportkapazitäten: Mit der Power-to-Gas-Technologie können wir gewissermaßen Strom durch unsere Gasnetze transportieren. Damit entlasten wir die Stromnetze und helfen, Stromnetzausbau zu vermeiden auch wenn der Ausbaubedarf trotzdem immens bleibt. 

Und spricht auch etwas dagegen?

Wenn man die Bewertungskriterien Versorgungssicherheit, Erreichung der Klimaziele und volkswirtschaftliche Kosteneffizienz heranzieht, dann spricht gar nichts gegen die Nutzung erneuerbarer Gase. Uns geht es auch nicht um eine Zurückdrängung des erneuerbaren Stroms im Gegenteil. Studien haben gezeigt, dass der gemischte Ansatz, also die Verwendung von erneuerbarem Strom und erneuerbarem Gas, die volkswirtschaftlich effizienteste Methode ist. Und für die Erzeugung erneuerbarer Gase ist schlussendlich Power-to-Gas eine äußerst vielversprechende Technologie.

Warum hat Power-to-Gas den Durchbruch dann noch nicht geschafft?

Das liegt an der mangelnden betriebswirtschaftlichen Effizienz. Der zugrundeliegende chemische Prozess selbst ist nichts Neues und schon seit langer Zeit im Einsatz. Es fehlt aber der Skalierungseffekt, der für die Wirtschaftlichkeit der Power-to-Gas-Anlagen entscheidend ist. Darüber hinaus hat das aktuelle Umlagensystem im deutschen Energiemarkt einen großen Anteil an der unbefriedigenden Situation. Bei den Power-to-Gas-Anlagen ist es so, dass energiewirtschaftliche Umlagen sowohl auf den eingesetzten erneuerbaren Strom als auch auf das erzeugte erneuerbare Gas gezahlt werden müssen. Beispielrechnungen zeigen, dass eine Betriebswirtschaftlichkeit der Anlagen selbst dann nicht gegeben wäre, wenn man die Investitionskosten auf null herunterfahren würde.  

Was muss also passieren, damit Power-to-Gas-Anlagen ein spannendes Geschäftsmodell werden?

Die Politik muss dafür Sorge tragen, dass die gesetzlichen Rahmenbedingungen stimmen. Das heißt aber nicht, dass wir an dieser Stelle Subventionierungsmaßnahmen in einer Dimension fordern, wie das etwa im Solar- und Winderzeugungsbereich der Fall war. Ich bin mir sehr sicher, dass wir hier mit viel geringeren Mitteln auskommen, da die Technologie schon weit entwickelt ist. Oder bildlich gesprochen: Wenn wir eine Power-to-Gas-Anlage auf eine grüne Wiese setzen und die Umlagen rechts und links wegnehmen, dann haben wir schon einen Business Case. Im Übrigen sind wir Fernleitungsnetzbetreiber bereit, einen Markthochlauf im regulierten Bereich umzusetzen. Damit übernimmt der Gaspreis Energiewendekosten und entlastet die Stromseite. Gleichzeitig brauchen wir jedoch auch Zielgrößen für Grüne Gase, um zumindest anfangs die entsprechende Nachfrage zu generieren.

Welche konkreten Nutzungsoptionen von Power-to-Gas werden heute schon erprobt etwa im Hinblick auf Mobilität?

Derzeit sind bundesweit rund 30 Power-to-Gas-Anlagen in Betrieb. Ein Großteil dieser Anlagen speist den erzeugten Wasserstoff in das Erdgasnetz ein. Es gibt aber auch Power-to-Gas-Anlagen, die entsprechendes Gas erzeugen, das dann direkt für den Verkehrssektor genutzt wird. Und dann gibt es zuletzt Anlagen, bei denen der produzierte Wasserstoff für wasserstoffbetriebene Fahrzeuge eingesetzt wird.  Natürlich haben diese Anlagen noch Pilotcharakter aber die Wirksamkeit von Power-to-Gas ist damit eindeutig bewiesen. 

Wo sehen Sie noch weiteren Forschungsbedarf im Hinblick auf die Technologie selbst?

Beim Wirkungsgrad der Anlagen ist Luft nach oben. Noch geht bei der Umwandlung in Wasserstoff zu viel der eingebrachten Energie durch Abwärme verloren. Hier lässt sich aber durch neue verfahrenstechnische Methoden schon einiges verbessern. So ist es EU-Forschern unter Koordinierung des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) im Rahmen des HELMETH-Forschungsprojekts gelungen, einen Wirkungsgrad von über 75 Prozent im Technikmaßstab zu realisieren. Wir müssen bloß aufpassen, dass wir als Technologiestandort Deutschland am Ball bleiben und das Rennen gegenüber anderen Wettbewerbern, etwa aus dem ostasiatischen Raum, nicht verlieren. 

In welchen Regionen rechnen Sie damit, dass die Anwendung von Power-to-Gas zunimmt?

Es macht Sinn, die Power-to-Gas-Anlagen vor allem dort zu integrieren, wo es viele Windkraftanlagen gibt. Denkbar ist zum Beispiel ein Einsatz direkt bei den Offshore-Anlagen der Windparks. Der Strom kann hier aufgenommen, in Gas umgewandelt und über die Erdgasnetze weitertransportiert und gespeichert werden. So lässt sich auch die viel diskutierte Frage des Transports vom Norden in den Süden Deutschlands ein Stück weit entschärfen. Durch die Nutzung der bestehenden Gasinfrastruktur sinkt der Ausbaubedarf im Stromübertragungsnetz nämlich deutlich.  

Wie steht es um die Akzeptanz der Bevölkerung, wenn es um den Neubau von Gasleitungen geht?

Ich sehe einen entscheidenden Vorteil gegenüber der Erstellung von Stromtrassen: Der Bau ist zwar im wahrsten Sinne des Wortes ziemlich aufwühlend, aber am Schluss ist die Gasleitung unter der Erde und es wächst wieder Gras drüber. In der Bauphase selbst ist natürlich eine sehr offene Kommunikation mit der Bevölkerung wichtig, insbesondere mit den Grundstückseigentümern.  

Wagen Sie einen Blick in die Zukunft: Wo steht die Power-to-Gas-Technologie in zehn Jahren?

Im Jahr 2025 wollen wir Power-to-Gas-Anlagen in der Größenordnung von 1,5 Gigawatt, bis 2030 von 7,5 Gigawatt in Deutschland installiert haben, die Anlagenhersteller haben die Weltmarktführerschaft erreicht und die Rahmenbedingungen ermöglichen einen wirtschaftlichen Betrieb. Die Planung der Strom- und Gasnetze erfolgt gemeinsam so kann der Ausbau der erneuerbaren Energien unter Nutzung erneuerbarer Gase und der dafür notwendigen Power-to-Gas-Anlagen bedarfsgerecht und volkswirtschaftlich effizient vorangetrieben werden.  


Zur Person

Ralph Bahke, geboren 1964, studierte Informationstechnik an der Technischen Universität Dresden. Im Januar 2006 übernahm er beim neu gegründeten Fernleitungsnetzbetreiber ONTRAS verschiedene Führungsaufgaben im Bereich Netzvermarktung. Seit November 2008 ist er einer der beiden ONTRAS-Geschäftsführer, zuständig für den Kaufmännischen Geschäftsbereich. Bahke hat zudem verschiedene Aufsichtsratsmandate inne unter anderem ist er seit Dezember 2012 Vorstandsvorsitzender der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. und wurde 2011 in den Energiebeirat des Freistaates Sachsen berufen.


So funktioniert Power-to-Gas

Erneuerbarer Strom aus Wind- und Solarenergie wird mittels Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt. Dieser kann direkt ins Gasnetz eingespeist werden. Im zweiten Schritt kann aus Wasserstoff synthetisches Gas produziert werden, das die gleichen Eigenschaften aufweist wie das derzeit eingesetzte Erdgas. Synthetisches Erdgas ist lagerfähig und wird unter anderem in Privathaushalten, als Treibstoff für Erdgasautos oder in der Industrie und Stromversorgung eingesetzt.

Diesen Artikel kommentieren

Diese Themen könnten Sie auch interessieren