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E.ON testet Speichermöglichkeit „Power to Gas“

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Energiekonzern EON testet Power to Gas im brandenburgischen Falkenhagen
Energiekonzern EON testet Power to Gas im brandenburgischen Falkenhagen (Foto: E.ON AG)

Energiespeicher News / Falkenhagen. Die Speichermöglichkeiten Erneuerbarer Energien sind bislang begrenzt. Neue Ideen und Lösungen müssen rasch her, damit die Energiewende nicht aufgrund der Energiespeicher-Problematik ins Stocken gerät oder sogar Blackouts drohen. Eine Idee nennt sich „Power to Gas“ und meint die Speicherung von erzeugtem Windstrom als Wasserstoff im Erdgasnetz. Energieversorger E.ON setzt auf „Power to Gas“ und hat im brandenburgischen Falkenhagen in Betrieb genommen.

E.ON testet Speichermöglichkeit „Power to Gas“

E.ON hat fünf Millionen Euro in die Erforschung der sauberen Technologie investiert. Die Anlage soll ab 2013 aus regenerativ erzeugtem Strom durch Elektrolyse pro Stunde rund 360 Kubikmeter Wasserstoff produzieren. Dieser wird in das Ferngasnetz von Ontras eingespeist und wie normales Erdgas genutzt. Damit wird das Erdgasnetz zum Speicher für Strom aus stark fluktuierenden Erneuerbaren Energien.

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Das Potenzial für „Power to Gas“ ist immens: Schon heute kann dem Erdgas im Netz problemlos bis zu fünf Prozent Wasserstoff beigefügt werden, mittelfristig erwarten Experten bis zu 15 Prozent. Damit könnte die gesamte heutige regenerative Stromerzeugung im deutschen Erdgasnetz gespeichert werden. Ein Bedarf für Speicherkapazitäten in solchen Größenordnungen wird aber erst in einigen Jahrzehnten bestehen, wenn der größte Teil des Strombedarfs aus regenerativen Energien gedeckt wird.

Schon heute übersteigt das Angebot an Solar- und Windstrom in einigen Regionen zu bestimmten Zeiten die regionale Nachfrage. Da der Stromnetz-Ausbau zum Smart Grid bislang stockt, müssen dezentrale Speichermöglichkeiten geschaffen werden, um Blackouts zu verhindern. Deswegen investiert auch E.ON in Technologien zur Speicherung dieser überschüssigen Energie.

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% S Kommentare
  1. Das Problem bei „Strom zu Gas“ ist der Wirkungsgrad. Für die Herstellung von Wasserstoff für die Mobilität könnte noch sinnvoll sein, aber nach Umwandlung in Methan und Rückumwandlung in Strom mit Gasturbinen bleiben kaum 30% des wertvollen Solarstroms übrig. Mithin müsste man dreimal so viele Solarzellen installieren, was extrem teuer ist. Da ist der Lageenergiespeicher mit 80% Wirkungsgrad eine ökonomischere Alternative.

    1. Friedbert Schaefer sagt

      bezüglich der Verwendung von Wasserstoff als Energiespeicher für das Stromnetz teile ich Ihre Skepsis. Lageenergiespeicher haben ihren besonderen Vorteil für den Aufbau langfristiger Energiereserven. Für den kurzfristigen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage halte ich den Einsatz von riesigen Schwungenergiespeichern mit Speicherkapazitäten im MWh-Bereich als die bessere Lösung. Die hierfür erforderliche Technologie für Antrieb und Magnetlager habe ich schon erfunden. Doch Niemanden scheint das hierzulande zu interessieren.

    2. Reinhard Werner sagt

      Ich habe einmal nachgerechnet. Wenn wir über „power to gas“ unseren Strombedarf decken wollten, müssten wir insgesamt 230.000 Winkraftanlagen a 5 MW installierter Leistung und Konvertierungsanlagen von insgesamt 1,4 TW Leistung installieren.Derzeit haben wir Windkraftanlagen in der Größenordnung von 6.500 a 5 MW Leistung. Neben diesen Konvertierungsanlagen müssten noch Anlagen installiert werden zur Erzeugung von CO2 aus den Rauchgasen. Dieses CO2 kann auch aus der Verbrennung von Methan wieder gewonnen werden. Insgesamt ist die Einschätzung richtig, dass etwa 30% der Energie wieder zur Verfügung stehen könnten. Daher auch die große Anzahl von neu zu installierten Windkraftanlagen, neben der Begründung aus der Volllastbetriebszeit von ca. 1700 Stunden onshore und 4000 Stunden offshore.

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