PtG-Anlage, eine der Kerntechnologien der neuen Wasserstoffwirtschaft. Foto: Mainova / Joachim Storch

Finanz-​Bilanz von Power-​to-​Gas katastrophal

von | 2. Februar 2017

Über Power-​to Gas (PtG oder P2G) wurde an dieser Stelle schon öfter geschrieben, nie befür­wortend, immer ablehnend aufgrund des hohen tech­no­lo­gi­schen Aufwandes, der eine miese Ener­gie­bilanz bedingt.

Diese Haltung bekommt aktuell Futter. Bisher waren dem Betreiber dieses Blogs nur interne Zahlen eines großen deutschen Ener­gie­kon­zerns bekannt, der für die interne PtG-​Kalkulation, also der Erzeugung von Wasser­stoff aus Windstrom, dessen Aufad­dierung zu Methan, dessen Einspeisung ins Erdgasnetz und seine Rück­ver­stromung, 2 Euro je kWh zugrunde legte. Zum Vergleich: Am Strom­markt kostet im Groß­handel Strom etwa 2 Eurocent je kWh, also etwa ein Hundertstel.

Wasser­stoff auch nicht lohnend

Oliver Lüdtke sieht mittelfristig keine industriellen PtG-Anlagen. Foto: Verbio P2G, Power-to-Gas

Oliver Lüdtke sieht mittel­fristig keine indus­tri­ellen PtG-​Anlagen. Foto: Verbio

Diese mehr als ernüch­ternde Bilanz bekommt nun neues Futter. War bisher viel­leicht noch der Weg, nur den Wasser­stoff lokal zu nutzen, als gangbare Kompo­nente genannt worden, fällt das nach den Berech­nungen von Oliver Lüdtke Vorstand Bioethanol/​Biogas und stell­ver­tre­tender Vorstands­vor­sit­zender des Biokraft­stoff­her­stellers Verbio, aus wirt­schaft­lichen Gründen nun auch weg. Auf dem Kongress Kraft­stoffe der Zukunft letzte Woche in Berlin machte Lüdtke folgende Rechnung auf:

Nach dem Poten­ti­al­atlas der Ener­gie­agentur Dena liegt die Kosten­struktur bei 7,7 bis 11,7 Euro je kg Wasser­stoff. Die Band­breite ergibt sich aus den unter­schied­lichen zugrunde gelegten Strom­preisen. 50 % muss man für die Herstellung von Methan aufad­dieren. So kommt man auf 11,517,5 Euro je kg Methan oder 11.500 bis 17.500 Euro je Tonne. Der Markt­preis jedoch liegt in den USA etwa bei 150 Euro je Tonne, je nach Band­breite beträgt er also nur etwa ein Vier­zigstel oder ein Sieb­zigstel dessen – unverkäuflich.

Doch auch die Bilanz für Wasser­stoff sieht nicht besser aus. Lüdtke rechnet mit Herstel­lungs­kosten von 7.700 bis 11.700 Euro je Tonne. In der EU liege de aktuelle Markt­preis bei etwa 10 % bis 25 % davon.

Ohne Förderung wird nix

Die Gründe liegen auch auf der Hand. Der Verbio-​Vorständler sieht diese in der teuren Elek­trolyse und in dem schlechten Wirkungsgrad begründet. Zudem lasse sich Über­schuss­strom kaum nutzen. Lüdtke sieht noch massiven Bedarf in der Grund­la­gen­for­schung und hofft, dass sich die Elek­tro­ly­se­kosten um 80 % redu­zieren lassen. Für die nächsten 10 Jahre sieht er aller­dings keine Anlage auf indus­tri­ellem Niveau in Deutschland, es sei denn, es würde gefördert. Seitens der Bundes­re­gierung wurde dies jedoch schon mehr fach abgelehnt.


Dass der umge­kehrte Weg, nämlich aus Gas Strom zu machen, wieder en vogue ist, beschreibt Energieblogger-​Kollege Björn Katz hier auf seinem Blog strom­aus­kunft.

Frank Urbansky

Freier Jour­na­list und Fach­au­tor, unter anderem für die Fach­ma­ga­zine und Portale Brenn­stoff­spie­gel, Uniti; DW Die Woh­nungs­wirt­schaft und Immo­bi­li­en­wirt­schaft; Haufe-Lexware; Energie&Management; IVV, Huss Medien; Motor­tech­ni­sche Zeit­schrift und Sprin­ger­Pro­fes­sio­nal; Sprin­ger Fachverlag; SHK Profi und tab, Bau­ver­lag; stadt+werk, k21

5 Kommentare

  1. Sebastian Martin

    Der letzte Absatz fasst es ganz gut zusammen.

    Man kann natürlich den Kopf in den Sand stecken und vor Inno­va­tionen zurück­scchrecken. Oder eben nicht und damit den Weg für eine künftige Vorreiter-​Rolle ebenen.

  2. Kilian Rüfer

    An den Verfahren wird fleißig geforscht. Wie kommt Herr Lüdtke darauf, dass man „50 % muss man für die Herstellung von Methan auf­ad­die­ren” müsse? Der Vergleich zum Strom­preis im Groß­handel hinkt. Es geht um Strom der bislang ungenutzt bleibt. Wir haben entweder Entschä­di­gungs­kosten, Netz­kosten oder Kosten für Strom im Lang­zeit­speicher. Welchen Lang­zeit­speicher schlägst Du in einem 100%-erneuerbare-Energien-Szenario vor?

    • Frank Urbansky

      Hi Kilian, die Metha­ni­sierung ist aufwändig, aus den Projekten, die ich kenne, sind die 50 % Mehr­kosten keineswegs über­trieben. Als Lang­zeit­speicher sehe ich das Gasnetz nicht, auch wenn der Gedanke charmant ist. Ich denke, dezen­trale Lösungen inkl. Nahwär­me­netze sind effi­zi­enter. Den Über­schuss­strom könnte man in PtH nutzen. Ist zwar auch nicht effizient, kann sich aber rechnen. Und in Dänemark sind mir auch keine PtG-​Projekte bekannt, die als Lang­frist­speicher dienen, dort sind es immer große Wasser­speicher oder PtH-​Verfahren. Und die Dänen sind bei der prak­ti­schen Erprobung schon sehr weit.

      • Prof. a.D. Dr.-Ing. K.-H. Busse

        Wundere mich immer mehr über viele selbst­er­nannte Experten. Obwohl ich mich nun seit 2008 mit Metha­ni­sie­rungen beschäftige und außer uns nur zwei weitere Unter­nehmen kenne die funtio­nie­rende Reaktoren bauen können – folgern Sie auf ‑welcher Basis auch immer- dass die Metha­ni­sierung 50 % Mehr­kosten verur­sacht. Völlig falsch diese ist sogar erheblich günstiger als die alleinige Wasser­stoff­her­stellung und ‑spei­cherung. Bei uns stehen hierzu downloads zur Verfügung.

        • Frank Urbansky

          Herr Lüdtke ist mit Sicherheit kein selbst­er­nannter Experte, sondern ein richtiger. 

          Wenn es bei Ihrem Beispiel um Exytron geht, ist das eher eine sehr klein­teilige Metha­ni­sierung. Ist das mit PtG im großen Maßstab vegleichbar? 

          Und selbst wenn am die Metha­ni­sie­rungs­kosten vernach­läs­sigte: Die H2-​Produktion bliebe bei einem Faktor von 40 trotzdem nicht marktfähig.

          Über die Down­load­quelle würde ich mich freuen.

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