Studie untersucht die mögliche Dekarbonisierung des Wärmemarkts auch durch „Power to gas“

Eigentlich hätte es nicht noch extra einer Studie bedurft, um zu zeigen, dass eine Rückkehr zum ursprünglichen Energiewende-Modell von Rot/Grün sinnvoll und preiswerter ist als das jetzige Gemauschel. Aber gerade die Gaswerke sind ja völlig an den Rand gedrängt worden, die ursprünglich die zentrale Rolle im Übergang spielen sollten. Dabei heißt ein Zukunftsthema sogar „Power to gas“.
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Am Dienstag, 21. März, wurde in Berlin die Studie „Klimaschutz durch Sektorenkopplung“ vorgestellt, die die VNG-Gruppe gemeinsam mit mehreren Unternehmen der Gasbranche in Auftrag gegeben hat. Die Studie beschäftigt sich damit, wie unterschiedliche Optionen der Sektorenkopplung von Strom und Wärme dazu beitragen können, die Klimaschutzziele der Bundesregierung – also 80 bis 95 Prozent weniger CO2 bis 2050 im Vergleich zu 1990 – zu erreichen und welche Rolle der Energieträger Erdgas dabei spielen kann.

In der Studie werden unterschiedliche Szenarien durchgerechnet. Dabei wird den bisherigen Wegen eine Vollelektrifizierung der Wärmeerzeugung sowie die Dekarbonisierung des Wärmemarkts durch Power-to-Gas gegenübergestellt.

Power-to-Gas ist die Umwandlung von überschüssigem Strom in Gas. Das heißt: Statt die modernen Windkraftanlagen, wenn mehr Strom produziert als gebraucht wird, jedes Mal vom Netz zu nehmen, laufen sie weiter und der „zu viel“ produzierte Strom wird in Gas umgewandelt, das in den sowieso vorhandenen Erdgasspeichern eingespeist werden kann. Man schafft also genau das, was heute mit dem alternativen Strom noch nicht geht: die Energie für Tage einzuspeichern, an denen man sie dann brauchen kann.

Die Dekarbonisierung des Wärmemarktes ist bislang übrigens noch so gut wie gar nicht angepackt. Nach wie vor werden die meisten Gebäude in der Bundesrepublik mit fossilen Energieträgern beheizt – mit Heizöl und Erdgas, aber auch mit Fernwärme, die in der Regel aus fossilen Kraftwerken kommt. Dazu noch einige Haushalte, die tatsächlich noch mit Kohle und Holz heizen.

Zwei Strategien werden momentan im energiepolitischen Kontext diskutiert. Die Szenarien zeigen, dass das ambitionierte CO2-Reduktionsziel von 95 Prozent bis 2050 sowohl durch Power-to-Gas als auch durch eine Vollelektrifizierung des Wärmemarkts erreicht werden kann. Aber die Sektorenkopplung über Power-to-Gas hat einen entscheidenden Vorteil: Der Bedarf an umfangreichen Back-Up-Kraftwerken wird deutlich reduziert. Damit können auch die volkswirtschaftlichen Kosten der Dekarbonisierung erheblich gesenkt werden.

Back-up-Kraftwerke sind jene konventionellen Kraftwerke, die dann einspringen müssen, wenn Wind und Sonne nicht genug Strom (und Wärme) produzieren. In der ursprünglichen Programmatik der Energiewende sollten Gaskraftwerke diese Rolle übernehmen, nicht nur weil das CO2-Aufkommen von Erdgas deutlich geringer ist als bei Öl oder gar Braunkohle. Sondern auch, weil Gaskraftwerke leicht regelbar und sogar richtig an- und ausgeschaltet werden können. Bei Kohlekraftwerken funktioniert das nicht – die fahren auch dann, wenn die Netze den Strom gar nicht mehr aufnehmen können, auf Grundlast.

„Die Studie zeigt, dass wir verstärkt auf die Sektorenkopplung über Power-to-Gas setzen müssen, um die Klimaschutzziele kostengünstig zu erreichen. Im Vergleich zu einer Vollelektrifizierung für die wir eine umfangreiche Strominfrastruktur aufbauen müssten, können wir unsere bereits sehr gut ausgebaute Gasinfrastruktur nutzen, um synthetische Gase zu speichern und zu transportieren“, erläutert Ulf Heitmüller, Vorstandsvorsitzender der VNG. „Die Studie zeigt zudem, dass Erdgas bis mindestens 2040 die kosteneffizienteste CO2-Vermeidungsoption für Wärme und bis 2050 und darüber hinaus ein kosteneffizienter CO2-armer Energieträger für Back-up-Kraftwerke ist.“

Die Studie zeigt freilich nicht alle Kosten. Und dass zum Beispiel die „Grüne Vollelektrifizierung“ scheinbar so teuer wird, liegt vor allem an den „Verschiebungen in den Nettoimportkosten, da in diesem Szenario systematische temperaturgetriebene Lastspitzen mit den dazugehörigen Strompreisspitzen entstehen, die zu einem relevanten Anteil auch durch kostenintensive Importe gedeckt werden.“

Wobei ein anderer Faktor zumindest für den Endkunden viel teurer wird: „Daneben ist zu berücksichtigen, dass die EE-Ausbaukosten aufgrund der relevanten Abregelung von Erzeugungsmengen, die mit zusätzlichem Ausbau kompensiert wird, beträchtlich sind.“ So formuliert es zumindest die Studie. In Wirklichkeit kompensiert der zusätzliche Ausbau nicht die abgeregelten Erzeugungsmengen, sondern sorgt nur dafür, dass noch mehr Strom aus Erneuerbaren Energien erzeugt werden kann. Was übrigens der Hauptgrund dafür ist, dass der Börsenpreis für Strom so niedrig ist.

Importiert werden müsste im Modell „Grüne Vollelektrifizierung“ vor allem Erdgas und – im Fall, dass die Sonne wolkenverhangen ist und kein Wind weht – Strom. Ob der wirklich teurer ist als heute, ist völlig offen, denn auch andere Länder bauen den alternativen Energiebereich aus.

Und ob die untersuchten Szenarien „Weiter wie bisher“ und „Graue Elektrifizierung“ überhaupt Sinn machen, darf bezweifelt werden. Beide gehen von einer längeren Laufzeit der Kohlekraftwerke über das Jahr 2035 hinaus und vertragen sich nicht mit dem CO2-Reduktionsziel der Bundesregierung. Das sieht im Vergleich scheinbar preiswerter aus, rechnet sich aber nicht wirklich. Die alten Kraftwerke sind zwar abgeschrieben – sie brauchen trotzdem Brennstoff, der hochsubventioniert ist und enorme Folgekosten verursacht.

Deswegen sollte man den scheinbar so deutlichen Vergleich eigentlich mit spitzen Fingern anfassen. Man kann nicht einfach die normalen Arbeitskosten ausblenden und dann so tun, dass man mit einem „Weiter so“ billiger kommt.

Die Installation einer funktionierenden erneuerbaren Energienlandschaft hat zwar erst einmal hohe Investitionskosten – aber sie braucht nicht permanent neue Brennstoffzufuhr. Was dieser neuen Energielandschaft tatsächlich fehlt, sind die großen Speicher. Und mit „Power-to-gas“ bietet sich eine sehr leistungsstarke Speichertechnologie an, die sogar noch einen geldwerten Nebeneffekt hat: Sie sorgt eben dafür, dass die Windparks bei starkem Wind nicht „abgeregelt“ werden müssen, sondern weiterlaufen und dabei Strom produzieren, der sofort in Gas umgewandelt wird. Das heißt: Die Windpark-Betreiber müssen für das Abschalten der Anlagen nicht mehr entschädigt werden und die EEG-Umlage für die Stromkunden fällt.

Was das Verhältnis der berechneten „Systemmehrkosten“ sogar kippen lässt. Die Studienautoren von enervis haben leider nur die Hälfte des durchaus komplexeren Systems betrachtet. Das ergibt natürlich kein stimmiges Bild.

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