Nicht nur die Kohleverstromung soll in Deutschland beendet werden – auch an der weitgehenden Dekarbonisierung beim Erdgas geht kein Weg vorbei. Denn als einzige verlässliche Alternative für Zeiten mit geringem Wind- und Sonnenangebot werden Gaskraftwerke wohl auch nach 2050 noch fast den gesamten Strombedarf abdecken müssen – allerdings nicht mit klassischem Erdgas. Auf der jährlich stattfindenden Fachtagung "Energie – Umwelt – Zukunft" in Leipzig standen dabei vor allem Technologien aus dem Bereich der Wasserstoff-Nutzung im Fokus.
Bisher gelten Power-to-Gas-Technologien noch nicht als massentauglich: Es fehlt dabei einerseits an den regulatorischen Voraussetzungen, um aus dem immer häufiger zumindest regional im Überschuss anfallenden Strom aus Wind und Sonne mittels Elektrolyseuren Wasser in seine Bestandteile zu zerlegen. Auch ist das Verfahren bislang vergleichsweise teuer. Die aus der Großchemie bekannten Maschinen sind nicht auf wechselnde Lasten ausgelegt und müssen weiter entwickelt werden. Vor allem aber gilt Wasserstoff als chemisch nicht ganz einfach: Er diffundiert stärker als Methan durch Metalle und greift einige Kunststoffe an. Zudem fehlt es an Erfahrungen und wohl auch an einer Norm, was Verbraucher bei höheren Beimischungen zum Methan als bislang erlaubt verunsichert.
Es geht voran mit 20 Einzelprojekten
Doch inzwischen kommen die vor allem unter dem Dach des Forschungsverbundes Hypos e.V. (Hydrogen Power Storage & Solutions East Germany) zusammengeschlossenen Anbieter sichtlich voran. Die hier versammelten Unternehmen wie etwa Linde, Verbundnetz Gas oder auch Forschungszentren wie das Fraunhofer-Institut in Leuna haben rund 20 Einzelprojekte auf den Weg gebracht, um Gewinnung und Einsatz von Wasserstoff zu untersuchen. Dabei nutzen die Institute einen beträchtlichen Teil der jährlich vom Bund bereit gestellten Forschungsmittel von rund 100 Mio. Euro. Ergebnisse sind dabei unter anderem ein Test- und Demonstrationszentrum für Elektrolyseure in Leuna, ein mit Brennstoffzellen angetriebener Vorortzug und ein auf drei Jahre ausgelegter Feldversuch zur Beurteilung von Materialien, die für ein Wasserstoff-Verteilnetz eingesetzt werden könnten.
Projektleiter Martin Glas berichtete auf dem Symposium zunächst über Eckdaten: Genutzt wurde ein eigens im Chemiepark Bitterfeld erworbenes, etwa 12.000 Quadratmeter großes Industriegrundstück, an dem eine Hochdruck-Wasserstoffpipeline mit 40 bar des Gasspezialisten Linde unmittelbar entlangführt. Hier wurde im vergangenen Jahr von den Projektpartnern – die Mitnetz Gas, Rehau und dem DBI – ein Leitungsnetz mit drei Druckstufen von 25, 16 und 1 bar in den Boden verlegt. Insgesamt umfasst das von der mitteldeutschen Chemieindustrie betriebene H2-Pipelinenetz zwischen Leuna und Bitterfeld sogar rund 140 km.
Ab März startet der Testbetrieb
Im März sollen die Bauarbeiten abgeschlossen sein, dann folgt für mindestens sechs Monate bis hinein in den Oktober die erste Phase des Testbetriebes der insgesamt 1,2 Kilometer langen Rohleitungen. Zudem werde dann dort die sogenannte Odorierung erfolgen, um mit dem im Praxisbetrieb notwendigen Zusatz von Geruchsstoffen und auch verschiedenen Schwefelgehalten verlässliche Aussagen über das Materialverhalten treffen zu können. Erstaunliches erstes Ergebnis der Arbeiten ist bislang, dass die verwendeten Kunststoffrohre bei den Kosten um rund ein Drittel niedriger liegen als bei für Wasserstoff geeigneten Stahlröhren.
Das Projekt in Bitterfeld ist aber nur eines von zahlreichen Vorhaben, um die angestrebte Dekarbonisierung im Erdgassektor überhaupt anzugehen. DBI Gas- und Umwelttechnik (Leipzig) hat eine Metastudie erarbeitet, um die Kosten für die schrittweise höhere Beimischung von Wasserstoff in die Erdgasnetze und Speicher abschätzen zu können. Gert Müller-Syring rechnet damit, dass der Gasverbrauch mit dem Ausbau regenerativer Stromquellen in Deutschland zwar bis 2050 von derzeit 800 auf etwa 500 Mrd kWh zurückgehen werde. Doch als Speicheroption für längere Dunkelflauten kommt bislang nur Gas in Frage. Ob dabei Wasserstoff oder auch synthetisches Methan genutzt werde, müsse genau abgewägt werden, meint Müller-Syring. Das hänge nicht zuletzt davon ab, welche Einspeisepunkte man wählen könne.
2050 werden Gasnetze als Mischsystem betrieben
Prinzipiell aber sei das heutige Gasnetz mit vertretbarem Aufwand von etwa 45 Mrd. Euro für die Aufnahme auch sehr großer Mengen Wasserstoff fit zu machen. Dabei müsse jedoch zeitnah damit begonnen werden, bei den ohnehin erforderlichen Ertüchtigungen oder auch Neubauten heute schon geeignetes Material zu verwenden. Werde dies erst ab 2025 umgesetzt, kommen mindestens noch einmal zwölf Mrd. Euro an Mehrkosten hinzu. Eine vollständige Methanisierung ist laut den Untersuchungen aber kaum sinnvoll. Dann würden zwar leitungstechnisch keine Probleme entstehen und auch die Porenspeicher ließen sich – anders als mit Wasserstoff – ohne Ertüchtigung weiter nutzen. Doch der zusätzliche Umwandlungsprozess vom erzeugten Wasserstoff würde zusätzliche Technik erfordern und zudem die Effizienz deutlich senken. Müller-Syring geht davon aus, dass ein Großteil des heutigen Erdgasnetzes im Jahr 2050 als Mischnetz betrieben werden wird. Ergänzungen durch reine Wasserstoff-Pipelines wären aber sinnvoll.
Mit einer weiteren Untersuchung will DBI in den kommenden drei Jahren belastbare Zahlen für die Kosten einer H2-dominierten Umstellung bei der Erzeugung und auch bei den Verbrauchern das Bild vervollständigen. Sicher sei aber, dass diese Bereiche noch einmal erhebliche Kosten mit sich bringen. (masch)
