Biomethan als beste Option

Rund 60.000 MW der installierten Kraftwerksleistung in Deutschland verfügen über eine Nutzwärmeauskopplung und sichern so einen erheblichen Teil der steuerbaren Strom- und Wärmeversorgung. Ein großer Teil des Anlagenbestands ist jedoch älter als zehn Jahre. Viele Kohlekraftwerke darunter, die ebenfalls Wärme auskoppeln und deshalb mitgezählt werden, müssen aus Klimaschutzgründen stillgelegt werden.

Dezentrale kleinere KWK-Anlagen sind effizienter, aber auch teurer. Ihre Erlöse aus Strom- und Wärmemärkten reichen meist nicht aus, um die Fixkosten zu decken. Daher wird die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bislang über das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG), beim Einsatz von Biogas über das EEG und bei Wärmenetzen zusätzlich über die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) gestützt.

Ein ähnliches Problem zeigt sich bei der Versorgungssicherheit im Stromsystem: Wegen des schnellen Wachstums von Wind- und Solarstrom lässt sich nicht sicher voraussagen, wie viele konventionelle Kraftwerke künftig noch benötigt werden und welche Erlöse sich erzielen lassen. Investitionen in Anlagen, die nur als Residuallast einspringen, sind entsprechend riskant.

Deshalb greift der Staat ein, um ausreichende Kraftwerkskapazität zu sichern. Im Kapazitätsmarkt werden Betreiber für die Bereitstellung gesicherter Leistung vergütet. EU-rechtlich sind dafür Wettbewerb und eine Finanzierung aus dem nationalen Energiesystem vorgesehen − etwa über Umlagen.

Die Bündelung dieser Kapazitätszahlungen durch die KWK-Förderung könnte das System grundlegend verändern. Modellrechnungen reichen von 23 bis über 180 Euro/kW und Jahr. Bei angenommenen 100 Euro/kW Leistung und einer auszuschreibenden Kapazität von 9.000 MW ergäben sich jährliche Kosten von rund 900 Millionen Euro für die Versorgungssicherheit − mit entsprechend etwa 0,15 Cent/kWh vergleichsweise moderat. Im Mittel könnten die Strompreise durch günstige erneuerbare Energien sinken, während sie in Zeiten hoher Residuallast hoch bleiben. 

Mit großen Wärmespeichern können dezentrale KWK-Anlagen zudem ihre Vermarktung optimieren. Internationale Erfahrungen, etwa aus Großbritannien, Belgien und Polen, zeigen, dass KWK-Anlagen in Kapazitätsmärkten grundsätzlich wettbewerbsfähig sein können.

Voraussetzung bleibt jedoch der Einsatz von fossilem Erdgas, das aus politischen und geopolitischen Gründen zunehmend teurer wird. Hier rückt Biomethan als kurzfristig verfügbare und wirtschaftlich attraktive Option in den Fokus. Studien zeigen, dass bestehende Biogas- und Biomethananlagen mit heute 6.000 bis 7.000 MW installierter Leistung durch Flexibilisierung auf über 20.000 MW ausgebaut werden könnten. Die erforderlichen Investitionen liegen bei etwa 1.500 Euro/kW. 
Im Vergleich zu wasserstoffbasierten Kraftwerken ergeben sich deutliche Kostenvorteile: Für 10.000 MW flexibler Leistung könnten über 20 Jahre bis zu 65 Milliarden Euro eingespart werden. Auch gegenüber H2-ready-Gaskraftwerken bestehen Vorteile. 

Zugleich könnten flexible Biogasanlagen Strompreisspitzen dämpfen, bestehende erneuerbare Kapazitäten absichern und Stilllegungen vermeiden. Perspektivisch stehen bis zu 38.000 MWh Strom und 24.000 MWh Wärme aus bestehenden Anlagen zur Disposition. Für die Betreiber − überwiegend Landwirte − geht es um rund 8 Milliarden Euro Jahresumsatz, etwa 10 Prozent der gesamten Wertschöpfung.

In der Kritik steht daher die politische Zielsetzung, mit 9.000 MW installierter Biogasleistung den Anlagenbestand sichern zu wollen. Tatsächlich würde bei verkürzten Förderzeiten die Stromproduktion bis 2032 um 80 Prozent sinken. Entsprechend hat Landwirtschaftsminister Alois Rainer (CSU) bereits sein Veto gegen den aktuellen EEG-Entwurf eingelegt.

Technische Anforderungen bei Wasserstoff

Als Alternative gilt Wasserstoff − oder dessen Derivate wie synthetisches Methan, LOHC (flüssige organische Wasserstoffträger), Ammoniak oder RFNBO (erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologischen Ursprungs). Für einen breiten Einsatz fehlt jedoch die technische und infrastrukturelle Basis. 

Wasserstoff unterscheidet sich physikalisch und verbrennungstechnisch deutlich von Erdgas. Er hat eine höhere Flammengeschwindigkeit, geringere Zündenergie und breitere Zündgrenzen, zugleich aber eine niedrigere volumetrische Energiedichte. Das erfordert umfassende Anpassungen an Brennkammern, Materialien und Steuerungssystemen.

Hersteller wie MAN Energy Solutions, 2G Energy oder die Innio Group bieten bereits H2-ready-Motoren an, die Beimischungen von 10 bis 25 Volumenprozent ermöglichen. Der vollständige Betrieb mit Wasserstoff erfordert jedoch Umbauten, etwa an Einspritztechnik, Brennraumgeometrie, Werkstoffen sowie Luft- und Abgassystemen. Ältere Modelle lassen sich daher meist nicht wirtschaftlich umrüsten.

Ähnliches gilt für Gasturbinen: Moderne Anlagen können heute 30 bis 50 Prozent Wasserstoff beimischen, perspektivisch mehr. Auch hier sind Anpassungen an Brenner, Kühlung und Steuerung notwendig. Die technische Machbarkeit bedeutet jedoch nicht automatisch Wirtschaftlichkeit. Grüner Wasserstoff wird auf absehbare Zeit knapp und teuer bleiben. Effizienzgewinne oder regulatorische Anreize können die Kostendifferenz zu Methan kurzfristig kaum ausgleichen. Die Nationale Wasserstoffstrategie setzt daher Prioritäten bei Anwendungen, die schwer zu elektrifizieren sind, etwa in der Stahl- und Chemieindustrie.

Biomethan mit einigem Potenzial 

Biomethan stellt eine praktikable Alternative dar: Es ist chemisch identisch mit Erdgas und kann ohne technische Anpassungen in bestehenden KWK-Anlagen genutzt werden.

Deutschland produziert jährlich mehrere Milliarden Kubikmeter Biogas, zunehmend zu Biomethan aufbereitet. Mittelfristig könnten 40 bis 71 TWh pro Jahr verfügbar sein, langfristig laut Branchenverbänden deutlich mehr. Gleichzeitig dürfte der Wärmebedarf durch Effizienzmaßnahmen und Elektrifizierung stark sinken.
Allerdings hängt das Potenzial von der Netzanbindung ab. Gasnetzbetreiber stehen neuen Einspeisungen teilweise kritisch gegenüber und treiben Stilllegungen voran. Eine im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) verankerte Kündigungsmöglichkeit nach zehn Jahren erschwert Investitionen in neue Einspeiseanlagen erheblich. 

In der Praxis setzen einige Versorger dennoch auf Biomethan: etwa zur bilanziellen Dekarbonisierung oder in hybriden Versorgungskonzepten mit erneuerbarem Strom und Wärmepumpen. Regionale Ansätze stärken zudem die lokale Wertschöpfung.
Typische Entwicklungspfade für Stadtwerke wären die kurzfristige Optimierung bestehender Anlagen und Biomethanbezug, mittelfristig bieten sich Hybridlösungen mit Großwärmepumpen, Solarthermie oder Abwärme an und langfristig H2-ready-Neuanlagen für Spitzen- oder Residuallast.