Die Stadtwerke Mühlacker setzen auf ein zukunftsweisendes Energiesystem: eine reversible Brennstoffzelle, die Strom in Methan und Methan wieder in Strom umwandeln kann. Geschäftsführer Roland Jans spricht im ZfK-Interview nicht nur über die innovative Technologie, sondern auch über Wirtschaftlichkeit und politische Rahmenbedingungen.
Herr Jans, Sie haben in Mühlacker eine neuartige Brennstoffzellenanlage in Betrieb genommen. Wie passt dieses Projekt in Ihre langfristige Strategie?
Roland Jans: Die Anlage ist ein zentraler Bestandteil unserer Strategie zur Sektorenkopplung. Es handelt sich um eine reversible Brennstoffzelle, die sowohl Strom aus Methan erzeugen als auch aus Strom Methan herstellen kann. Der Wechsel erfolgt innerhalb von Minuten. Damit haben wir eine steuerbare Energiequelle, die flexibel auf Preissignale reagiert und sowohl im Strom- als auch im Gasmarkt agieren kann.
Diese Reversibilität ist der entscheidende Punkt: Wir können überschüssigen Strom aus erneuerbaren Quellen in speicherbares Methan umwandeln – oder bei Bedarf wieder zurück in Strom. Die Brennstoffzellenanlage soll deutlich mehr als 8000 Vollbenutzungsstunden je Jahr erreichen und ist somit das Passstück zu volatilen erneuerbaren Einspeisern – also gelebte Sektorenkopplung.
Die Anlage ist seit wenigen Monaten in Betrieb. Welche Erfahrungen haben Sie bislang gesammelt?
Seit Juni läuft die Anlage des Herstellers Reverion im Probebetrieb. Derzeit wandeln wir Biogas in Strom um – mit einem Wirkungsgrad von über 74 Prozent – das ist ein Weltrekord und beim ersten Hören schlicht nicht zu glauben. Das Ziel liegt bei 80 Prozent Wirkungsgrad. In den nächsten Wochen werden wir den reversiblen Betrieb starten: Dann produzieren wir mithilfe von Strom Wasserstoff und mit der Verwendung von reinem CO2 aus unserer Biogasaufbereitungsanlage synthetisches Methan, sogenanntes E-Methan. Dieses E-Methan geht zurück in die Speicher der Biomethananlage oder direkt ins Gasnetz.
Wie ist die Brennstoffzelle in Ihre Infrastruktur eingebunden?
Die Anlage steht völlig geräuschlos direkt auf unserer Biomethananlage neben einem klassischem Blockheizkraftwerk. Im Zielszenario werden wir, je nach Marktpreissituation, zwischen Stromerzeugung und Netzstrom zu E-Methan wechseln. Wenn der Strompreis niedrig ist, produzieren wir E-Methan. Steigt der Preis, schaltet die Anlage um und erzeugt Strom. So reagieren wir dynamisch auf den Markt.
"Langfristig wollen wir überschüssige Strommengen in Gas umwandeln, dieses idealerweise längerfristig speichern und in der Heizperiode wieder verstromen."
Und auf der Gas- und Vermarktungsseite – gibt es dort schon Abnehmer?
Noch nicht. Die Anlage ist ein Vorserienmodell mit lediglich 100 Kilowatt elektrischer Leistung. Die nächste Stufe, mit 500 Kilowatt, ist bereits reserviert und in der Produktion. Wir beginnen bewusst klein, um Erfahrungen zu sammeln, um dann die Technik zu skalieren. Jedoch möchten wir auf diese Technik aufmerksam machen, denn das fasziniert und hebt die Bedeutung von Biogas- und Biomethananlagen im Energiesystem erheblich; es eröffnet zukunftsfähige Perspektiven. Zudem bevorzugen wir E-Methan gegenüber Wasserstoff, weil es sich für uns erfahrungsgemäß leichter handhaben und direkt ins Erdgasnetz einspeisen lässt. Wasserstoff hat eine geringere Energiedichte und höhere Flüchtigkeit.
Unser Ziel ist, die vorhandenen Gasnetze in Mühlacker zu nutzen und nicht zurückzubauen. Langfristig wollen wir zudem eine Speichermöglichkeit entwickeln, die es uns erlauben soll, E-Methan-Mengen weitestgehend einzuspeichern, um es in den Heizperioden zu nutzen – so die Vision einer hohen Selbstversorgung.
Können Sie mit der Anlage auch Regelenergie bereitstellen?
Ja, genau das ist einer der größten Vorteile und Ziele. Wir nennen die Maschine intern scherzhaft unseren 'Dunkelflaute-Killer'. Sie reagiert sehr schnell auf Steuersignale und kann im Minutentakt flexibel Strom erzeugen oder aufnehmen. Damit lässt sich Regelenergie bereitstellen – und das wirtschaftlich.
Welche Hürden mussten Sie auf dem Weg überwinden?
Technisch war vieles lösbar – das ist solides Ingenieurshandwerk. Deutlich anspruchsvoller waren jedoch die wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen. Die Biomethanbranche hat in den vergangenen Jahren erhebliche Rückschläge erlebt. Auch wir standen mit unserer Anlage zeitweise kurz vor der Stilllegung, weil die fallenden Biomethanpreise die Wirtschaftlichkeit massiv unter Druck gesetzt haben.
Ohne die Unterstützung der Stadtwerke Mühlacker hätten wir 2018 oder 2019 wohl tatsächlich aufgeben müssen. Das zentrale Problem ist bis heute unverändert: Für Biomethan gibt es keine Einspeisevergütung. Dabei beherrschen wir die Technologie in Deutschland hervorragend – eigentlich wäre sie ein Exportschlager. Stattdessen kämpfen viele Betreiber ums Überleben.
Was wir brauchen, sind klare und verlässliche Rahmenbedingungen, wie sie in Dänemark oder den Niederlanden existieren. Das würde viele Unsicherheiten beseitigen und die nötige Investitionsbereitschaft sowie langfristige Planungssicherheit schaffen.
"Behörden kennen Innovation oft nicht – und fördern sie nicht."
Wie wirtschaftlich ist die neue Anlage?
Wir haben sie komplett ohne Förderung errichtet. Der hohe Wirkungsgrad macht sie rentabel. Mit unseren Biogas-Erzeugungskosten erreichen wir Stromgestehungskosten von etwa zehn Cent pro Kilowattstunde. Da wir den Strom genau dann einspeisen, wenn die Preise hoch sind, amortisiert sich die Anlage voraussichtlich innerhalb von vier bis viereinhalb Jahren. In gewisser Weise ist sie die bessere elektrische Batterie: Sie speichert Energie als Gas – über Tage und Wochen. Solange Gas vorhanden ist, kann sie Strom erzeugen. Damit schließt sie die Lücke, die heutige Batteriespeicher noch haben.
Was wünschen Sie sich von der Politik?
Wir brauchen eine verlässliche Vergütung oder Absicherung auch für das erzeugte Biomethan – vergleichbar mit dem EEG im Strombereich. Ohne abgesicherte Preise sind das Marktpreisrisiko und das Risiko von Zahlungsausfällen einfach zu hoch. Planungssicherheit ist die Voraussetzung dafür, dass Betreiber investieren und Anlagen langfristig wirtschaftlich betreiben können.
Zudem müssen Genehmigungsverfahren innovationsfreundlicher werden. Genehmigungsbehörden kennen innovative Technologien nicht und tun sich schwer, sie einzuordnen. Wir laden regelmäßig Vertreterinnen und Vertreter zu uns ein, um die Anlagen zu zeigen. Das hilft, Verständnis aufzubauen. Aber insgesamt ist das Korsett gerade bei Störfallanlagen sehr eng. Wir brauchen mehr Mut und Unterstützung in den Behörden und der Politik, die Innovation zulassen sollen und wollen.
Wie sehen Ihre nächsten Schritte aus?
Wir wollen die Technologie möglichst rasch skalieren. Mittelfristig planen wir, etwa die Hälfte unserer Biogasleistung – rund 2,5 Megawatt – über Brennstoffzellen zu verstromen. Konkret sprechen wir über vier Anlagen à 500 Kilowatt. Parallel arbeiten wir daran, unsere Gasspeicherkapazitäten auszubauen, um Energie möglichst lang verfügbar zu halten. Außerdem haben wir einen Genehmigungsantrag für vier Windkraftanlagen gestellt. Überschüssiger Windstrom könnte künftig direkt vorrangig in E-Methan oder in Wasserstoff umgewandelt werden.
Zudem liegen wir nicht weit von den geplanten Wasserstofftransportleitungen entfernt – vielleicht speisen wir eines Tages unseren eigenen grünen Wasserstoff in das Transportnetz ein. Wir wollen zeigen, dass kommunale Versorger Innovation und Transformation nicht nur fordern, sondern auch gestalten können – regional und wirtschaftlich – so unsere Vision, unser Auftrag.
Herr Jans, vielen Dank für das Gespräch.
