Quelltext der Seite Power-to-Gas

[[Datei:2018. Sotavento. Planta de transformación de hidróxeno en enerxía eléctrica.jpg|mini|Demonstrations-Power-to-Gas-Anlage in einem spanischen [[Windpark]]]]

'''Power-to-Gas''' (kurz ''PtG'' oder ''P2G'', frei übersetzt: ‚Strom zu Gas‘) ist ein [[energiewirtschaft]]liches Konzept (bzw. eine [[Technologie]]), nach dem mittels [[Wasserelektrolyse]] und unter Einsatz [[Elektrischer Strom|elektrischen Stroms]] ein [[Brenngas]] hergestellt wird.<ref name="SternerJentschHolzhammer2011">{{Internetquelle |autor=Michael Sterner, Mareike Jentsch, Uwe Holzhammer |url=https://www.greenpeace-energy.de/fileadmin/docs/sonstiges/Greenpeace_Energy_Gutachten_Windgas_Fraunhofer_Sterner.pdf |titel=Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes |titelerg=Gutachten des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Kassel im Auftrag von Planet Green Energy |werk=greenpeace-energy.de |datum=2011-02 |format=PDF; 2&nbsp;MB |abruf=2019-04-09}}</ref> Dieses Brenngas (oft [[Wasserstoff]], ggf. [[Power-to-Ammonia|Ammoniak]], [[Methanisierung|Methan]]) kann zur späteren Verwendung gespeichert werden. Unter anderem kann es als Treibstoff ([[Power-to-Fuel]]) oder als chemischer Rohstoff ([[Power-to-Chemicals]]) dienen oder zur späteren Rückverstromung in [[Gaskraftwerk]]en in der [[Erdgasspeicher|Gasinfrastruktur]] zwischengespeichert werden. Daneben existieren auch Konzepte für integrierte Speicherkraftwerke auf Basis [[Reversible Brennstoffzelle|reversibler Brennstoffzellen]],<ref name="Varone 209">Alberto Varone, Michele Ferrari, ''Power to liquid and power to gas: An option for the German Energiewende.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]].'' Band 45, 2015, S. 207–218, S. 209, [[doi:10.1016/j.rser.2015.01.049]].</ref> die mit Strom-zu-Strom-Speicherwirkungsgraden bis etwa 70 % deutlich höhere Gesamtwirkungsgrade versprechen als bisher existierende Power-to-Gas-Speicherprozesse.<ref name="Jensen 2015" /><ref>{{Literatur |Autor=Zhan Gao et al. |Titel=A perspective on low-temperature solid oxide fuel cells |Sammelwerk=[[Energy and Environmental Science]] |Band=9 |Nummer=5 |Datum=2016 |Seiten=1602–1644 |DOI=10.1039/C5EE03858H}}</ref>

Power-to-Gas ist eine sogenannte [[Power-to-X]]-Technologie. ''Power'' bezeichnet in diesem Zusammenhang temporäre Stromüberschüsse und das ''X'' die Energieform oder den Verwendungszweck, in den die elektrische Energie gewandelt wird.<ref>Vgl. Peter D. Lund u.&nbsp;a., ''Review of energy system flexibility measures to enable high levels of variable renewable electricity.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' Band 45, 2015, S. 785–807, [[doi:10.1016/j.rser.2015.01.057]].</ref> Power-to-Gas wird als saisonaler [[Speicherkraftwerk|Langfristspeicher]] angesehen, der niedrigere Wirkungsgrade besitzt als die direkte Verwertung von Stromüberschüssen im Wärmesektor oder Verkehrswesen ([[Power-to-Heat]], [[Vehicle to Grid|Vehicle-to-Grid]]) per [[Sektorenkopplung]] oder als die Kurzfristspeicherung. Deshalb sollten diese Technologien aus Effizienzgründen früher zum Einsatz kommen als Langfristspeicher wie die Gasherstellung.<ref>Vgl. {{Literatur |Autor=[[Brian Vad Mathiesen]], [[Henrik Lund (Ingenieurwissenschaftler)|Henrik Lund]] |Titel=Comparative analyses of seven technologies to facilitate the integration of fluctuating renewable energy sources |Sammelwerk=IET Renewable Power Generation |Band=3 |Nummer=2 |Datum=2009 |Seiten=190–204 |DOI=10.1049/iet-rpg:20080049}}</ref><ref>Vgl. auch {{Literatur |Autor=André Sternberg, André Bardow |Titel=Power-to-What? – Environmental assessment of energy storage systems |Sammelwerk=[[Energy and Environmental Science]] |Band=8 |Nummer= |Datum=2015 |Seiten=400 |DOI=10.1039/c4ee03051f}}</ref> Es wird davon ausgegangen, dass die Power-to-Gas-Technologie beim heutigen Stand der Technik erst in der [[Energiewende#Phasen der Energiewende|dritten Phase der Energiewende]] benötigt wird, wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien am [[Strommix]] 60 bis 70 % und mehr erreicht;<ref name="Henning Tagesfragen" /> andere Quellen nennen 80 %.<ref name="Weitemeyer">Stefan Weitemeyer, David Kleinhans, Thomas Vogt, Carsten Agert, ''Integration of Renewable Energy Sources in future power systems: The role of storage.'' In: ''[[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]]'' Band 75, 2015, S. 14–20, [[doi:10.1016/j.renene.2014.09.028]].</ref> Bei niedrigeren Anteilen sind Flexibilisierungsmaßnahmen im Energiesystem wie etwa der verstärkte Einsatz von [[Wärmepumpenheizung]]en, [[Elektroauto]]s, [[Smart Grid]]s und Kurzfristspeichern effektiver.<ref name="Henning Tagesfragen">[[Hans-Martin Henning]], Andreas Palzer, Carsten Pape, Frieder Borggrefe, Henning Jachmann, Manfred Fischedick: ''Phasen der Transformation des Energiesystems.'' In: ''[[Energiewirtschaftliche Tagesfragen]].'' 65, Heft 1/2, 2015, S. 10–13. ([https://epub.wupperinst.org/files/5794/5794_Henning.pdf PDF-Datei])</ref> Ein Einsatz von Power-to-Gas zum Energietransport, um beispielsweise Stromtrassen zu ersetzen, ist aufgrund des geringen Wirkungsgrades weder ökologisch noch ökonomisch sinnvoll. Hier ist der direkte Stromtransport über [[Hochspannungsleitung]]en der Power-to-Gas-Technik wegen des viel höheren Wirkungsgrades vorzuziehen.<ref>Vgl. [[Volker Quaschning]], ''Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation.'' 9., aktualisierte Auflage. München 2015, S. 384.</ref>

Energiewirtschaftlich und ökologisch sinnvoll ist die Nutzung der Power-to-Gas-Technologie nur, wenn für die Herstellung Stromüberschüsse aus [[Erneuerbare Energien|erneuerbaren Energien]] (EE) oder Kernenergie<ref>{{Literatur |Autor=Dohee Kim, Minkyu Shin, Jinwoo Park |Titel=A novel hybrid approach to pink and turquoise hydrogen production via oxy-fuel combustion |Sammelwerk=Energy Conversion and Management |Band=314 |Datum=2024-08-15 |ISSN=0196-8904 |DOI=10.1016/j.enconman.2024.118704 |Seiten=118704 |Online=https://linkinghub.elsevier.com/retrieve/pii/S0196890424006459 |Abruf=2024-11-10}}</ref> verwendet werden. Der Einsatz von [[Graustrom]] aus [[Fossile Energie|fossilen Energien]] würde die Emissionen vervielfachen statt senken und wäre damit energetisch und ökologisch kontraproduktiv.<ref>[[Michael Sterner]], Ingo Stadler (Hrsg.): ''Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration.'' 2. Auflage. Springer Verlag, Berlin/ Heidelberg 2017, S. 465.</ref> Je nach Art der eingesetzten Energie wird das so erzeugte Synthesegas bisweilen auch als EE-Gas, '''Windgas''', Solargas oder ähnlich genannt; je nach chemischer Zusammensetzung des Gases wird statt des Begriffes „Gas“ auch „Methan“ oder „Wasserstoff“ verwendet.

== Entwicklungsgeschichte ==
Eine mögliche Definition von Power-to-Gas lautet:
{{Zitat
 |Text=Der Begriff Power-to-Gas steht für ein Konzept, bei dem überschüssiger Strom dazu verwendet wird, per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid (CO<sub>2</sub>) in synthetisches Methan umzuwandeln.
 |ref=<ref>{{Internetquelle |url=https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2011/111122_PowerToGas.html |titel=Bundesnetzagentur – Definition Power-to-Gas |abruf=2012-04-14}}</ref>}}

Das Grundkonzept, mittels Windenergie elektrolytisch erzeugten Wasserstoff als [[Energieträger]] zu nutzen, wurde bereits Mitte des 19. Jahrhunderts vorgeschlagen. Bereits im Jahr 1840 soll der belgische Professor Nollet einen entsprechenden Vorschlag gemacht haben; nachgewiesen ist ein Vorschlag aus dem Jahr 1868.<ref>Vgl. [[Matthias Heymann]]: ''Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990.'' Frankfurt/ New York 1995, S. 54.</ref> 1874 schrieb schließlich [[Jules Verne]] von einer [[Wasserstoffwirtschaft]].<ref>Volker Quaschning: ''Erneuerbare Energien und Klimaschutz''. München 2013, S. 323.</ref> Technisch umgesetzt wurde die Idee erstmals im Jahr 1895, als der dänische Windkraftpionier [[Poul la Cour]] eine Windkraftanlage mit angeschlossenem Elektrolyseur in Betrieb nahm, die Knallgas zur Beleuchtung der Schule in Askov lieferte.<ref>Matthias Heymann: ''Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990.'' Frankfurt am Main/ New York 1995, S. 64–66.</ref>

Einen Aufschwung erhielt das Konzept im 20. Jahrhundert als Baustein der angestrebten Vision einer Wasserstoffwirtschaft bzw. zur Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom im Rahmen der Energiewende. Erst seit etwa dem Jahr 2009 wird die Möglichkeit diskutiert, Methan statt Wasserstoff zu erzeugen.

Die halbstaatliche [[Deutsche Energie-Agentur]] (dena) unterhält zu den Verfahren zur Erzeugung von EE-Gas seit Oktober 2011 eigens eine Strategieplattform unter dem Titel ''Power to Gas''.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.dena.de/themen-projekte/projekte/energiesysteme/strategieplattform-power-to-gas/ |titel=Strategieplatform Power to Gas |werk=dena.de |abruf=2019-09-18}}</ref> In der Online-Ausgabe des [[Manager Magazin]]s wird Power-to-Gas als neue [[Technologie]] bezeichnet, deren Modell bestechend einfach klinge, da in den 450.000&nbsp;Kilometer langen Gasleitungen und etwa 47 Erdgasspeichern in Deutschland schon heute Platz für 23,5 Milliarden Normkubikmeter (m³) Gas sei, der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32,5 Milliarden m³ erhöhen soll.<ref name="Manager" />

Eingeordnet nach der neunstufigen [[Technology Readiness Level|Technology-Readiness-Level]]-Skala befand sich die chemische Methanherstellung über Power-to-Gas-Anlagen im Jahr 2017 zwischen den Stufen 7 („Prototyp im Einsatz“) und 8 („Qualifiziertes System mit Nachweis der Funktionstüchtigkeit im Einsatzbereich“).<ref>[[Michael Sterner]], Ingo Stadler (Hrsg.): ''Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration.'' 2. Auflage. Springer Verlag, Berlin/ Heidelberg 2017, S. 663.</ref>

Mit Stand Mai 2018 befanden sich in Europa 128 Forschungs- und Demonstrationsanlagen in verschiedenen Stadien der Umsetzung oder Planung; davon waren 63 bereits in Betrieb.<ref>{{Literatur |Autor=Christina Wulf et al. |Titel=Review of Power-to-Gas Projects in Europe |Sammelwerk=Energy Procedia |Band=155 |Nummer= |Datum=2018 |Seiten=367-378 |DOI=10.1016/j.egypro.2018.11.041}}</ref>

Im Juni 2020 hat die deutsche Bundesregierung eine „[[Nationale Wasserstoffstrategie]]“ (NWS) beschlossen.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.bundesregierung.de/breg-de/suche/die-nationale-wasserstoffstrategie-1759080 |titel=Die Nationale Wasserstoffstrategie |datum=2020-06-09 |sprache=de |abruf=2024-03-31}}</ref> Über einen wirtschaftspolitischen Rahmen sowie 9 Milliarden Euro Staatshilfen soll mit Hilfe von Wasserstoff die Energiewende vorangebracht werden.<ref>{{Internetquelle |autor=Bernhard Pötter |url=https://taz.de/Wasserstoffstrategie-der-Regierung/!5688243/ |titel=Wasserstoffstrategie der Regierung – Hundertmal mehr bis 2030 |werk=[[Die Tageszeitung|taz.de]] |datum=2020-06-10 |abruf=2020-06-12}}</ref> Ein [[Nationaler Wasserstoffrat]] von Experten begleitet dies.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.wasserstoffrat.de/nationaler-wasserstoffrat |titel=Nationaler Wasserstoffrat |sprache=de-DE |abruf=2024-03-31}}</ref>

== Konzepte ==
[[Datei:Wind hydrogen.JPG|mini|hochkant=1.5|Schematische Darstellung eines Wind-to-Gas-[[Hybridkraftwerk]]es (integrierte elektrolytische [[Wasserstoffherstellung]] ohne nachfolgende Methanisierung)]]

=== Klassisches Konzept ===
Das klassische Power-to-Gas umfasst die Umwandlung regenerativ erzeugter elektrischer Energie in chemische Energie und deren Speicherung im verfügbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase. Hierfür wird Wasser zunächst mit Elektrolyseuren in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten, darauf unter Zugabe von Kohlenstoffdioxid methanisiert und schließlich ins Erdgasnetz eingespeist. Anschließend kann dieser Brennstoff für verschiedene Zwecke verwendet werden: Neben der Rückverstromung in Gaskraftwerken oder Blockheizkraftwerken ist auch die Nutzung im Verkehrssektor sowie zur Wärmeerzeugung möglich.

==== Gas-Gewinnung ====
[[Datei:Electrolysis.svg|mini|[[Wasserelektrolyse]] schematisch. Effiziente Anlagen benötigen 1,8&nbsp;Volt]]

Dem synthetisch hergestellten Methangas wird auf Grund seiner Speicherfähigkeit eine besondere Rolle im Bereich der [[Erneuerbare Energie|regenerativen Energien]] zugeschrieben. Wie herkömmliches [[synthetisches Erdgas]] kann es in das bereits vorhandene [[Erdgasleitung|Erdgasnetz]] eingespeist werden; es ermöglicht so die Speicherung und den Transport der Energie zum Verbraucher und kann damit das elektrische Netz entlasten. Ausgangsmaterialien für die Herstellung dieses EE-Gases sind [[Wasser]] und Kohlenstoffdioxid, welche in Zeiten überschüssiger erneuerbarer Energie unter anderem zur Netzstabilisierung mittels [[Wasserelektrolyse]] in [[Wasserstoff]]<ref name="RSC">Ulrich Eberle, Rittmar von Helmolt, ''Sustainable transportation based on electric vehicle concepts: a brief overview.'' In: ''[[Energy and Environmental Science]].'' Band 3, Nr. 6,2010, S. 689–699, [[doi:10.1039/C001674H]].</ref> und anschließend ggf. per [[Sabatier-Prozess|Methanisierung]] in Methan umgewandelt werden.

Zur Steigerung des Gesamtwirkungsgrades ist es sinnvoll, die bei der Elektrolyse sowie der Methanisierung anfallende [[Abwärme]] ebenfalls zu nutzen. Diese fällt bei der alkalischen bzw. der PEM-Elektrolyse auf einem Temperaturniveau von 40 bis 90&nbsp;°C bzw. 20 bis 100&nbsp;°C an und kann somit z.&nbsp;B. für die Einspeisung in die Rückläufe von [[Wärmenetz]]en, als [[Prozesswärme]] für bestimmte Industrieprozesse oder als Wärmequelle für Schwimmbäder oder Krankenhäuser dienen.<ref>Michael Sterner, Ingo Stadler: ''Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration''. Berlin/ Heidelberg 2014, insb. S. 334.</ref>

===== Elektrolyse =====
Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser erzeugt und möglichst direkt in das Gasnetz eingespeist (die zulässige Obergrenze für die Wasserstoff[[Konzentration (Chemie)|konzentration]] im deutschen Erdgasnetz liegt mit Stand von 2015 im einstelligen Prozentbereich,<ref>{{Literatur |Autor=Petra Nitschke-Kowsky, Werner Weßing, Holger Dörr, Kerstin Kröger |Titel=Praxiserfahrungen mit der Wasserstoffeinspeisung in ein Erdgasverteilernetz |Sammelwerk=energie &#124; wasser-praxis |Nummer=10/2015 |Verlag=Wirtschafts- und Verlagsgesellschaft Gas und Wasser mbH |Datum=2015-10 |ISSN=1436-6134 |Seiten=20 |Online=[https://www.dvgw.de/medien/dvgw/leistungen/forschung/berichte/1510nitschke.pdf dvgw.de] |Format=PDF |KBytes=671 |Abruf=2018-07-12}}</ref> im [[Stadtgas]]netz waren etwa 50 % Wasserstoff enthalten) oder in Großspeichern wie [[Speicherkaverne|Salzkavernen]] zwischengespeichert.<ref name="RSC" /> Die zur Elektrolyse benötigte elektrische Energie wird mittels [[Windkraftanlage]]n oder durch [[Solarzelle]]n erzeugt.

Bei der Erzeugung von Wasserstoff als EE-Gas durch Wasserelektrolyse läuft folgende chemische Reaktion ab:
:<math>\mathrm{2\;H_2O + Energie \leftrightharpoons 2\;H_2 + O_2}</math>
Zwei Wassermoleküle (H<sub>2</sub>O) werden in zwei Wasserstoffmoleküle (H<sub>2</sub>) und ein [[Sauerstoff]]molekül (O<sub>2</sub>) aufgespalten.

Zur Elektrolyse können alkalische Elektrolyseure, [[PEM-Elektrolyseur]]e und [[Festoxidbrennstoffzelle]]n genutzt werden.<ref>Gerda Gahleitner, ''Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications.'' In: ''[[International Journal of Hydrogen Energy]]'' 38, Issue 5, (2013), 2039–2061, 2048, [[doi:10.1016/j.ijhydene.2012.12.010]].</ref> Weitere Elektrolysetechniken befinden sich in der Erforschung.<ref>{{Literatur |Autor=Lars Klaaßen |Titel=Ein Klassiker kommt in Fahrt |Sammelwerk=[[Die Tageszeitung|taz am Wochenende]] |Nummer=11908 |Datum=2019-04-13 |Seiten=29 |Online=[https://taz.de/!5585765/ taz.de] |Abruf=2019-06-11}}</ref> Beispielsweise wurde 2017 ein Elektrolyseur auf Basis eines [[Nickel-Eisen-Akkumulator]]s vorgestellt, der zunächst wie ein herkömmlicher [[Akkumulator]] geladen und entladen werden kann. Erreicht der Akkumulator seine Kapazitätsgrenze und wird weiter Strom zugeführt, wird stattdessen Wasserstoff produziert.<ref>{{Literatur |Autor=F. M. Mulder u. a. |Titel=Efficient electricity storage with the battolyser, an integrated Ni-Fe-battery and electrolyser |Sammelwerk=[[Energy and Environmental Science]] |Band=10 |Nummer=3 |Datum=2017 |Seiten=756–764 |DOI=10.1039/C6EE02923J}}</ref> Solche Anlagen hätten den Vorteil, dass sie sowohl zur Kurz- als auch zur Langfristspeicherung geeignet wären.<ref>{{Literatur |Autor=Mostafa Rezaeimozafar et al. |Titel=A review of behind-the-meter energy storage systems in smart grids |Sammelwerk=[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]] |Band=164 |Nummer= |Datum=2022 |Seiten= |DOI=10.1016/j.rser.2022.112573}}</ref>

Ein Beispiel für die industrielle Realisierung ist die Wasserstoffproduktion durch die ''Wind to Gas Energy GmbH & Co. KG'' auf dem Gelände des Industrieparks Brunsbüttel.<ref>{{Literatur |Autor=Dierk Jensen |Titel=Grünes Gas im Chemiepark |Sammelwerk=taz am Wochenende |Nummer=12029 |Datum=2019-09-07 |Seiten=27 |Online=[https://taz.de/!5621422/ taz.de] |Abruf=2020-03-02}}</ref>

===== Methanisierung =====
====== Technische Methanisierung ======
[[Datei:Methanation of CO2 circle.svg|mini|hochkant=1.3|Methanisierung von CO<sub>2</sub> mittels elektrolytisch gewonnenem Wasserstoff]]

Alternativ kann der Wasserstoff zusammen mit zuvor aus Industrieprozessen abgeschiedenem oder aus der Luft gewonnenem [[Kohlenstoffdioxid]] in Methangas umgewandelt werden, was eine Form des [[Carbon Capture and Utilization|Carbon-Capture-and-Utilization]]-Konzeptes darstellt. Das gewonnene Methan kann anschließend bis zu 100 % in das Gasnetz eingespeist oder in [[Gasbehälter|Gasspeichern]] gelagert werden. Im Gegensatz zur [[Wasserstoffherstellung]] steht in diesem Fall die komplette Erdgasinfrastruktur für Speicherung und Transport zur Verfügung.<ref>Michael Sterner, Ingo Stadler: ''Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration''. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 423.</ref>

Grundsätzlich gilt jedoch, dass die Erzeugung von synthetischem PtG-Methan unsinnig ist, solange noch parallel aus fossilem Erdgas Wasserstoff für die stoffliche Nutzung gewonnen wird. Bislang werden von der Wirtschaft große Mengen Wasserstoff benötigt. Im Jahr 2010 nutzte die deutsche Industrie z.&nbsp;B. mehr als 60 TWh Wasserstoff für die Produktion von Ammoniak, Methanol und in Raffinerien, die durch Elektrolysewasserstoff aus erneuerbaren Energien ersetzt werden könnten.<ref>Vgl. [[Viktor Wesselak]], [[Thomas Schabbach]], Thomas Link, Joachim Fischer: ''Handbuch Regenerative Energietechnik.'' 3., aktualisierte und erweiterte Auflage. Berlin/ Heidelberg 2017, S. 763.</ref>

Bei der Erzeugung von Methan als EE-Gas läuft folgende Reaktion ab:<ref name="Sterner2009" />

:<math>\mathrm{4\;H_2 + CO_2 \rightarrow CH_4 + 2\;H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -164{,}9\,\frac{\mathrm{kJ}}{\mathrm{mol}}</math>

Dabei beschreibt <math>\Delta H_\mathrm{R}</math> die bei dieser [[Exotherme Reaktion|exothermen Reaktion]] freiwerdende [[Reaktionsenthalpie]]. Die Reaktion kann dabei nach den folgenden zwei Teilreaktionen ablaufen:<ref name="Sterner2009" />

: (1) <math>\mathrm{H_2 + CO_2 \rightarrow CO + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = +41{,}5\,\frac{\mathrm{kJ}}{\mathrm{mol}}</math>
: (2) <math>\mathrm{3\;H_2 + CO \rightarrow CH_4 + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -206{,}4\,\frac{\mathrm{kJ}}{\mathrm{mol}}</math>

In der ersten Teilreaktion reagiert der per Elektrolyse erzeugte Wasserstoff (H<sub>2</sub>) zunächst in einer reversen [[Wassergas-Shift-Reaktion]] mit Kohlenstoffdioxid (CO<sub>2</sub>) zu Kohlenmonoxid (CO) und Wasser (H<sub>2</sub>O). In der zweiten Teilreaktion reagiert das im ersten Schritt entstandene Kohlenmonoxid mit weiterem Wasserstoff zu Methan (CH<sub>4</sub>) und wiederum Wasser. Bei dieser zweiten Teilreaktion handelt es sich um eine Variante der [[Fischer-Tropsch-Synthese]].<ref>{{Literatur |Autor=Georg Fuchs, Benedikt Lunz, Matthias Leuthold, Uwe Sauer |Titel=Technology Overview on Electricity Storage – Overview on the potential and on the deployment perspectives of electricity storage technologies |Verlag=Smart Energy for Europe Platform GmbH (SEFEP) |Ort=Aachen |Datum=2012-06 |Seiten=36 |Sprache=en |Online=[https://sei.info.yorku.ca/files/2013/03/Sauer2.pdf Volltext] |Format=PDF |KBytes=886 |Abruf=2023-03-08}}</ref> Da der Prozess exotherm verläuft, entsteht Abwärme. Wird diese zur Verdampfung des Wassers in Kombination mit einer Hochtemperatur-Dampfelektrolyse eingesetzt, kann der Wirkungsgrad des Gesamtprozesses um etwa 16 % gesteigert werden.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.powertogas.info/power-to-gas/pilotprojekte-im-ueberblick/thuega/ |titel=Power to Gas – Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe |werk=powertogas.info |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20180712025416/http://www.powertogas.info/power-to-gas/pilotprojekte-im-ueberblick/thuega/ |archiv-datum=2018-07-12 |abruf=2023-03-16}}</ref>

Mögliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energieträgern befeuerte Kraftwerke, Biogasanlagen, Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft.<ref name="Sterner2009">{{Literatur |Autor=[[Michael Sterner]] |Titel=Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems – Limiting global warming by transforming energy systems |TitelErg=Dissertation an der Universität Kassel |Reihe=Erneuerbare Energien und Energieeffizienz – Renewable Energies and Energy Efficiency |NummerReihe=14 |Verlag=Kassel University Press |Datum=2009 |ISBN=978-3-89958-798-2 |Kapitel=Kapitel 4: ''Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage'' |Seiten=104–126 |Sprache=en |DOI=10.17170/kobra-202210176997 |URN=nbn:de:0002-7998}}</ref><ref name="SternerJentschHolzhammer2011" /> Auch [[Kläranlage]]n bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an, insbesondere für kommunale Betriebe mit eigenem [[Fuhrpark]].<ref>Michael Sterner, Ingo Stadler: ''Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration''. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 420.</ref> Zwei [[Verbundeffekt]]e ergeben sich jedoch bei der Kombination mit einer [[Biogasanlage]]. Zum einen kann der Einspeisepunkt in das Erdgasnetz gemeinsam genutzt werden, zum anderen enthält Roh[[biogas]] neben Methan als Hauptbestandteil erhebliche Mengen CO<sub>2</sub>. Letzteres müsste vor der Einspeisung abgetrennt werden, wie auch bei der Herstellung von Biomethan als [[Biokraftstoffe#Zweite Generation|Biokraftstoff]]. Dieser Schritt kann durch Methanisierung eingespart werden. Das schon vorhandene Methan stört dabei nicht, wohl aber Spuren von [[Schwefelwasserstoff]], die für diese Nutzung abgetrennt werden müssen,<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" /> etwa durch [[Aktivkohle]]. Ein oxidatives Verfahren wie bei der [[Rauchgasentschwefelung]] wäre ungeeignet, da der notwendige Lufteintrag den Ertrag schmälern würde.

Während Wasserstoff als EE-Gas lediglich der Elektrolyse bedarf, laufen die meisten Verfahren zur EE-Gas-Produktion in Form von Methan chemisch ab und erfordern einen hohen Druck, eine hohe Temperatur, CO<sub>2</sub>-Konzentration und -Reinheit.

====== Mikrobielle Methanisierung ======
Es ist möglich, die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von [[Archaeen]] durchzuführen ([[biologische Methanisierung]]). Durch die hohe Selektivität der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden.<ref>Jan Michael Hess: [https://ecosummit.net/articles/alexander-krajete-greenthitan-bio-power-storage-cleantech-startup ''Alexander Krajete pitches Bio Power Storage Cleantech Startup Greenthitan.''] Mit Video des Vortrags beim EcoSummit im März 2011. In: ''ecosummit.net'', 12.&nbsp;Mai 2011, abgerufen am 16.&nbsp;Juli 2021 (englisch).</ref><ref>[[VDI nachrichten]] Nr. 18: ''Technik & Finanzen.'' 6.&nbsp;Mai 2011.</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://www.wiwo.de/technologie/treibstoff-sonne-in-den-tank/5154330.html |titel=Treibstoff – Sonne in den Tank |werk=[[Wirtschaftswoche|wiwo.de]] |datum=2011-05-04 |abruf=2020-01-26}}</ref> Der mikrobielle Power-to-Gas-Prozess basiert auf dem gleichen Prinzip wie die chemische Variante. Der Unterschied ist, dass er unter physiologischen Bedingungen stattfindet und eine bessere [[Energieeffizienz]] hat. Das bedeutet, dass der gebildete Wasserstoff wie beim chemischen Prozess durch [[Elektrolyse]] gewonnen wird. Dies geschieht aber bei [[Raumtemperatur]] und neutralem [[pH-Wert]]. Die Methanbildungsraten sind allerdings geringer als bei der chemischen Variante. Dem Problem kann begegnet werden, indem die Kathodenoberfläche vergrößert wird.<ref>Michael Siegert, Matthew D. Yates, Douglas F. Call, Xiuping Zhu, Alfred Spormann, Bruce E. Logan: ''Comparison of Nonprecious Metal Cathode Materials for Methane Production by Electromethanogenesis.'' In: ''[[ACS Sustainable Chemistry & Engineering]].'' 2, 2014, S.&nbsp;910, [[doi:10.1021/sc400520x]].</ref>

Der Prozess vollzieht sich schrittweise. Zunächst werden Enzyme [[Sekretion|sezerniert]], die sich an der Kathodenoberfläche anheften<ref>Jörg S. Deutzmann, Merve Sahin, Alfred M. Spormann: ''Extracellular Enzymes Facilitate Electron Uptake in Biocorrosion and Bioelectrosynthesis.'' In: ''mBio.'' 6, 2015, S.&nbsp;e00496–e15, [[doi:10.1128/mBio.00496-15]].</ref> und so das Überpotential zur [[Elektrolyse]] reduzieren.<ref>Matthew D. Yates, Michael Siegert, Bruce E. Logan: ''Hydrogen evolution catalyzed by viable and non-viable cells on biocathodes.'' In: ''[[International Journal of Hydrogen Energy]].'' Band 39, 2014, S.&nbsp;16841, [[doi:10.1016/j.ijhydene.2014.08.015]].</ref> Danach beginnen methanogene [[Archaeen]] den gebildeten Wasserstoff zur [[Methanogenese]] zu nutzen. Diese sogenannten Methanogenen wachsen sowohl bei Raumtemperatur als auch bei höheren Temperaturen, bei denen die Methanbildungsraten ebenfalls höher sind. Methanogene, die typischerweise die Reaktoren besiedeln, gehören den Gattungen ''[[Methanobacterium]]''<ref>Pascal F. Beese-Vasbender, Jan-Philipp Grote, Julia Garrelfs, Martin Stratmann, Karl J.J. Mayrhofer: ''Selective microbial electrosynthesis of methane by a pure culture of a marine lithoautotrophic archaeon.'' In: ''Bioelectrochemistry.'' Band 102, 2015, S.&nbsp;50, [[doi:10.1016/j.bioelechem.2014.11.004]].</ref><ref>Michael Siegert, Matthew D. Yates, Alfred M. Spormann, Bruce E. Logan: Methanobacterium ''dominates biocathodic archaeal communities in methanogenic microbial electrolysis cells.'' In: ''[[ACS Sustainable Chemistry & Engineering]].'' Band 3, Nr. 7, 2015, S.&nbsp;1668, [[doi:10.1021/acssuschemeng.5b00367]].</ref> ''[[Methanobrevibacter]]''<ref>Michael Siegert, Xiu-Fen Li, Matthew D. Yates, Bruce E. Logan: ''The presence of hydrogenotrophic methanogens in the inoculum improves methane gas production in microbial electrolysis cells.'' In: ''Frontiers in Microbiology.'' 5, 2015, [[doi:10.3389/fmicb.2014.00778]].</ref> und ''[[Methanothermobacter]]'' (thermophil)<ref>Kozo Sato, Hideo Kawaguchi, Hajime Kobayashi: ''Bio-electrochemical conversion of carbon dioxide to methane in geological storage reservoirs.'' In: ''[[Energy Conversion and Management]].'' 66, 2013, S.&nbsp;343, [[doi:10.1016/j.enconman.2012.12.008]].</ref> an. Eine direkte Elektronenübertragung wurde ebenfalls postuliert.<ref>Shaoan Cheng, Defeng Xing, Douglas F. Call, Bruce E. Logan: ''Direct Biological Conversion of Electrical Current into Methane by Electromethanogenesis.'' In: ''[[Environmental Science & Technology]].'' 43, 2009, S.&nbsp;3953, [[doi:10.1021/es803531g]].</ref>

Ein neues, sich noch in Entwicklung befindendes Verfahren verlegt die Methanisierung in den Fermenter einer Biogasanlage und nutzt dafür die vorhandenen Mikroorganismen. Die überschüssigen CO<sub>2</sub>-Mengen entstehen, weil die Mikroorganismen zu wenig Wasserstoff vorfinden. Wenn per Elektrolyse direkt im Fermenter Wasserstoff erzeugt wird, kann so eine Methanausbeute von bis zu 95&nbsp;Prozent erreicht werden und die anfallende Abwärme kann auch noch genutzt werden.<ref>[https://www.scinexx.de/business-16678-2013-09-20.html ''Neues Power-to-Gas-Verfahren: Elektrolyse direkt in der Biogasanlage.''] Auf: ''scinexx.de.'' 20.&nbsp;September 2013.</ref>

==== Einspeisung ====
===== Einspeisepunkte =====
EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle in das Erdgasnetz eingespeist werden. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur [[Messung]] der eingespeisten Gasmenge benötigen,<ref>Ulrich Wernekinck: ''Gasmessung und Gasabrechnung.'' 3. Auflage. DVGW Praxiswissen, ISBN 3-8027-5617-7, S. 129.</ref> bietet sich beispielsweise auch eine Einspeisung im Bereich existierender oder neu geschaffener Gasversorgungsbauwerke&nbsp;– wozu unter anderem [[Gaswerk]]e, [[Gaskraftwerk]]e, [[Hybridkraftwerk]]e, [[Kraft-Wärme-Kopplung]]s-Anlagen, [[Verdichterstation]]en oder auch die Gasometer genannten [[Gasbehälter]] zählen&nbsp;– als Einspeisepunkte an. Auch eine Verknüpfung der Einspeisung mit vorhandenen [[Biogasanlage]]n ist generell denkbar.

===== Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung =====
Bei der Umsetzung von Power-to-Gas werden in der Fachwelt verschiedene Probleme diskutiert:

Für die Speicherung als Wasserstoff spricht der deutlich höhere Wirkungsgrad gegenüber der Methanisierung. Bei Wasserstoff- und Sauerstoffspeicherung nach Hochdruckelektrolyse und einem nachfolgenden, mit Knallgas betriebenen [[GUD-Kraftwerk]] konnte an einer Windkraftanlage ein mittlerer elektrischer Gesamtwirkungsgrad (Elektrolyse <math>\rightarrow</math>Speicherung <math>\rightarrow</math>Rückverstromung) bis 50 % demonstriert werden.<ref>[https://www.researchgate.net/publication/260155925_An_integrated_energy_storage_system_based_on_hydrogen_storage_Process_configuration_and_case_studies_with_wind_power online in researchgate] Dan Gao, Dongfang Jiang, Pei Liu, Zheng Li, Sangao Hu, Hong Xu: ''An integrated energy storage system based on hydrogen storage: Process configuration and case studies with wind power.'' In: ''[[Energy (Zeitschrift)|Energy]].'' Band 66, 2014, S. 332–341, [[doi:10.1016/j.energy.2014.01.095]].</ref> Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer, da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann. Bei der Methanisierung wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb der Energieverlust bei der Rückverstromung 2012 bei 50 bis 67&nbsp;Prozent lag. Dazu gab die Unternehmensberatung [[A.T. Kearney]] 2012 an, dass ein sich ergebender Preis von 80&nbsp;Euro pro [[Megawattstunde]] für künstlich produziertes Methan dreimal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre.<ref name="Manager" /> Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist außerdem davon auszugehen, dass langfristig nur noch wenige Quellen für konzentriertes Kohlenstoffdioxid zur Verfügung stehen werden. Alternativ wäre eine Gewinnung aus der Luft möglich, die jedoch energetisch aufwändig und teuer ist.<ref name="Ökoinstitut Prüfung">Hauke Hermann, Lukas Emele, Charlotte Loreck: [https://www.oeko.de/oekodoc/2005/2014-021-de.pdf ''Prüfung der klimapolitischen Konsistenz und der Kosten von Methanisierungsstrategien.''] (PDF; 1 MB). In: ''[[Ökoinstitut|oeko.de]]''. März 2014, abgerufen am 9. September 2020.</ref> Eine Tonne CO<sub>2</sub> aufzufangen kostet bis zu 500&nbsp;Euro.

Die Bundesnetzagentur vertritt die Meinung, dass sowohl der Wasserstoff prioritär auf der Ebene der [[Übertragungsnetz]]e als auch die Methanisierung auf der Ebene der [[Gasverteilnetz]]e eine Zukunft haben.<ref name="Ontras">{{Internetquelle |url=https://www.dvgw.de/medien/dvgw/verein/energiewende/impuls/dvgw-energie-impuls-broschuere.pdf |titel=Der Energie-Impuls – ein Debattenbeitrag für die nächste Phase der Energiewende |werk=dvgw.de |hrsg=[[Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches|DVGW]] |datum=2017-05 |format=PDF; 1,5 MB |abruf=2019-04-30}}</ref> Der Gasnetzbetreiber [[Ontras]] sieht den Wasserstoff-Anteil im Gas derzeit aufgrund von Beschränkungen bei den Anwendungen, insbesondere bei [[Erdgasfahrzeug|CNG als Kraftstoff]], bei 2&nbsp;Prozent. Das Leitungssystem verträgt jetzt schon auch höhere Wasserstoffanteile. Der Verein des Deutschen Gas- und Wasserfachs (DVGW) sieht 10&nbsp;Prozent Wasserstoff als unkritisch an. Die Alternative wäre, ihn nach der Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen.<ref name="Ontras" />

Umstritten ist, wie hoch die Einspeisegrenzen für Wasserstoff sein können. Gegen zu hohe Wasserstoffkonzentration sprechen nicht nur mögliche Materialschäden an [[Erdgasleitung|Gasleitungen]], [[Verdichter]]n und anderen gastechnischen Anlagen, sondern vor allem sicherheitstechnische Fragen zur Vermeidung einer [[Knallgas]]reaktion. Andererseits gibt es bereits im Ruhrgebiet seit 1938 ein über 240&nbsp;km langes [[Pipeline#Wasserstoff-Pipeline Rhein-Ruhr|Wasserstoffnetz]]. Weltweit existierten 2010 mehr als 1000&nbsp;Kilometer Wasserstoffleitungen.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.tuvsud.com/de-de/indust-re/wasserstoff-brennstoffzellen-info/wasserstoff/transport-von-wasserstoff |titel=Transport von Wasserstoff |werk=tuvsud.com |abruf=2023-02-17}}</ref> [[Air Liquide]] betrieb mit Stand von 2016 weltweit Wasserstoff-Pipelines mit einer Gesamtlänge von fast 2000&nbsp;km.<ref>{{Internetquelle |url=https://h2tools.org/sites/default/files/imports/files//Hydrogen%2520Pipelines%2520September%25202016.xlsx |titel=Hydrogen Pipelines |werk=h2tools.org |hrsg=[[Pacific Northwest National Laboratory]] |datum=2016 |format=XLS; 54 kB |sprache=en |abruf=2019-10-17 |kommentar=direkter Dateidownload}}</ref>

Außerdem treten die unerwünschten Korrosions-Effekte vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, die hauptsächlich im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was durch mehrere Studien belegt wurde.<ref>{{Literatur |Autor=Jens Hüttenrauch, Gert Müller-Syring |Titel=Zumischung von Wasserstoff zum Erdgas |Sammelwerk=Energie Wasser Praxis |Nummer=10 |Datum=2010 |Seiten=68–71 |Online=[https://web.archive.org/web/20101206170214/http://www.gat-dvgw.de/fileadmin/gat/newsletter/pdf/pdf_2010/03_2010/internet_68-71_Huettenrauch.pdf Online] |Format=PDF |KBytes=176 |Abruf=2013-11-02}}</ref>

==== Nutzung des Synthesegases ====
{| class="wikitable float-right"
|-
|+ Wirkungsgrad je nach Verwendung des Stroms, Feb. 2011<br />(ggf. Methanisierung von Biogas)<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" />
! Weg !! Wirkungsgrad !! Anmerkung
|-
| Colspan="3"| '''Strom → Gas'''
|-
| Wasserstoff || 54–72 % ||rowspan="2"| mit 200 bar komprimiert
|-
| Methan (SNG) || 49–64 %
|-
| Wasserstoff || 57–73 % ||rowspan="2"| mit 80 bar komprimiert<br />(Erdgasleitung)
|-
| Methan (SNG) || 50–64 %
|-
| Wasserstoff || 64–77 % ||rowspan="2"| ohne Kompression
|-
| Methan (SNG) || 51–65 %
|-
| Colspan="3"| '''Strom → Gas → Strom'''
|-
| Wasserstoff || 34–44 % ||rowspan="2"| mit 80 bar komprimiert<br />und zu 60 % verstromt
|-
| Methan (SNG) || 30–38 %
|-
| Colspan="3"| '''Strom → Gas → Strom & Wärme ([[Kraft-Wärme-Kopplung|KWK]])'''
|-
| Wasserstoff || 48–62 % ||rowspan="2"| mit 80 bar komprimiert und<br />Strom/Wärme anteilig 40/45 %
|-
| Methan (SNG) || 43–54 %
|-
|}

Für Wasserstoff und Methan bieten sich unterschiedliche Einsatzmöglichkeiten an. Da Erdgas zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, kann Erdgas in vielen Fällen durch Methan aus Power-to-Gas-Anlagen ersetzt werden. Die Power-to-Gas-Technologie lässt sich somit für viele Anwendungen einsetzen und verbindet somit Märkte für elektrischen Strom, [[Wärme]] und [[Räumliche Mobilität|Mobilität]] miteinander.<ref name="RSC" /> Der Nutzungsgrad ist bei Wasserstoffeinspeisung von der Verwendung des Gases, vom Energieaufwand für die Verdichtung sowie von der Länge der Transportleitungen abhängig.

===== Erzeugung elektrischer Energie =====
Die chemische Energie von EE-Gas kann bei Bedarf in [[elektrische Energie]] umgewandelt werden. Es kann in unterschiedlichen Arten von Gaskraftwerken und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt werden. Wird EE-Gas als Stromspeicher eingesetzt, beträgt der Wirkungsgrad von Strom zu Strom zwischen 30 % und 44 %.<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" /> Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von 43 % bis 62 % erreichbar (45 % Wärmeanteil der KWK mit eingerechnet).<ref name="SternerJentschHolzhammer2011" />

===== Wärme =====
Wie fossiles [[Erdgas]] heute kann EE-Gas theoretisch für die Wärmebereitstellung beispielsweise zum Kochen oder [[Gebäudeheizung|Heizen]] eingesetzt werden. Für die Gasherstellung fallen dann etwa 35 % thermische Energieverluste an. In der Praxis wäre es jedoch energetisch sehr [[Energieeffizienz|ineffizient]], Gebäude mit EE-Gas und Gas-[[Brennwertkessel]]n zu beheizen, da eine solche Wärmeversorgung ein Mehrfaches an Primärelektrizität benötigen würde als der alternative Einsatz einer [[Wärmepumpenheizung]]. So würde ein von einer Wärmepumpe beheiztes Haus mit 15.000 kWh Wärmebedarf pro Jahr bei einer üblichen [[Jahresarbeitszahl]] von 3 rund 5.000 kWh elektrischer Energie benötigen. Eine sehr effiziente Wärmepumpe mit einer Jahresarbeitszahl von 5 käme sogar mit nur 3000 kWh aus. Hingegen läge der Stromverbrauch bei Nutzung einer Gas-Brennwerttherme, die mit PtG-Gas betrieben wird, infolge der Verluste bei der Gasherstellung bei insgesamt ca. 23.000 kWh, und damit um ein Mehrfaches höher.<ref>[[Volker Quaschning]]: ''Erneuerbare Energien und Klimaschutz''. München 2018, S. 112–115.</ref>

Eine 2022 erschienene Übersichtsarbeit, die 32 unabhängige (d.&nbsp;h. nicht von [[Wirtschaftsverband|Industrieverbänden]] oder -unternehmen in Auftrag gegebene) Studien analysierte, kam zu dem Ergebnis, dass emissionsarmer oder emissionsfreier Wasserstoff zwar massiv von der Gas- und Heizungsindustrie beworben und als Schlüsseltechnologie gepriesen werde, jedoch keine einzige der untersuchten Studien den großflächigen Einsatz von Wasserstoff zu Heizzwecken empfahl. Stattdessen kamen die Studien zum Ergebnis, dass Wasserstoff verglichen mit anderen Alternativen wie Wärmepumpen, [[Solarthermie]] oder [[Fernwärme]]netzen teurer, ineffizienter und ressourcenintensiver sei und größere negative Umweltauswirkungen habe. Insbesondere verursachten Wasserstoffheizungen aufgrund des um etwa Faktor fünf höheren Energieverbrauchs höhere Energiesystemkosten als die Alternativen, bedeuteten höhere Gesamtkosten für Endverbraucher und benötigten mehr Energieinfrastruktur, Ressourcen und verursachten mehr Flächenverbrauch. Auch würde sich durch sinkende Wasserstoffkosten durch günstigere Ökostromproduktion kein Vorteil ergeben, da dieser Vorteil genauso für Wärmepumpen gelte und damit das relative Kostenverhältnis der Technologien sich nicht verändere. Zwar könnte Wasserstoff eine ergänzende Rolle im Wärmesektor spielen, beispielsweise für Spitzenlasten in Wärmenetzen, die vorhandene Beleglage liefere aber keinen Grund für die Annahme, dass fossiles Erdgas 1 zu 1 durch Wasserstoff ersetzt werden solle. Im Gegenteil berge die Diskussion über zukünftige Wasserstoffheizungen die Gefahr, dass der Umstieg auf bereits heute verfügbare saubere Heiztechnologien, die schon heute Emissionen einsparen könnten, verzögert würde. Auch gebe es zahlreiche konkurrierende Wasserstoffgroßverbraucher z.&nbsp;B. in der Industrie, für die es kaum Alternativen zum Wasserstoff gebe, die daher Vorrang vor Heizungen haben sollten.<ref>{{Literatur |Autor=Jan Rosenow |Titel=Is heating homes with hydrogen all but a pipe dream? An evidence review |Sammelwerk=[[Joule (Zeitschrift)|Joule]] |Band=6 |Nummer=10 |Datum=2022 |Seiten=P2225-2228 |DOI=10.1016/j.joule.2022.08.015}}</ref>

===== Mobilität =====
{{Hauptartikel|Power-to-Fuel|E-Fuel}}
[[Datei:Pompa metano.jpg|mini|Methan[[zapfsäule]] in Italien]]

EE-Gas kann unter anderem in [[Brennstoffzellenfahrzeug]]en oder zum Antrieb von [[Gasfahrzeug]]en mit Verbrennungsmotor (z.&nbsp;B. [[Erdgasfahrzeug]]e) eingesetzt werden. Eine mögliche Anwendung von EE-Gas in Form von EE-Wasserstoff wird möglicherweise die Mobilität in Form von Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge sein. Dies erklärt sich aus folgenden Gründen:

* Die Gewinnung von EE-Wasserstoff erfolgt in Zeiten hohen Energieangebotes aus Wind- bzw. Solarenergie mit dem Ziel, Energie aus dem elektrischen System herauszutransferieren: Eine Rückführung dieser Energie in das elektrische System ist mit hohen Verlusten verbunden und sollte unterbleiben bzw. Engpasszeiten (zu wenig Stromangebot) vorbehalten bleiben.
* die Preise für Wind- und Solarstrom sinken seit Jahren.

Neben der Nutzung von Gas kommen für den Mobilitätssektor auch synthetische flüssige Kraftstoffe in Frage, eine Technik, die als ''[[Power to Liquid]]'' (deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Flüssigkeit“) bekannt ist.<ref name="VDI 120621">{{Internetquelle |url=https://www.krajete.com/fileadmin/user_upload/pdf/02KO143012.pdf |titel=2. VDI-Fachkonferenz – Stationäre Energiespeicher für Erneuerbare Energien |werk=krajete.com |datum=2012 |format=PDF; 162&nbsp;kB |abruf=2021-05-08}}</ref> Anders als Power-to-Gas haben die unterschiedlichen Power-to-Liquid-Technologien die Herstellung flüssiger Kraftstoffe wie z.&nbsp;B. [[Methanol]] als Ziel. Gründe für die Herstellung flüssiger Treibstoffe anstelle von Methan sind unter anderem die niedrige volumetrische Dichte von Methan sowie sein vergleichsweise hohes [[Treibhauspotential]] von ca. 30. Daher wird die [[Methanolherstellung]] durch [[Hydrierung]] von Kohlendioxid für die Synthese von Kraftstoffen für das Verkehrswesen als vielversprechenderer Technologiepfad angesehen als die Produktion von gasförmigem Methan.<ref>{{Literatur |Autor=Ahmed Al-Mamoori u. a. |Titel=Carbon Capture and Utilization Update |Sammelwerk=[[Energy Technology]] |Band=5 |Nummer= |Datum=2017 |Seiten=834-849 |DOI=10.1002/ente.201600747}}</ref>

Gerade im PKW-Sektor gilt die großflächige Nutzung synthetischer Brennstoffe aus PtG bzw. PtL-Anlagen aber als wenig sinnvoll, da sich aufgrund des geringen Gesamtwirkungsgrades dieses Systems ein bei weitem höherer Energiebedarf ergibt als beim Einsatz von batterieelektrischen Fahrzeugen. Dies wiederum würde sowohl einen deutlich höheren Zubau erneuerbarer Energieanlagen erfordern als auch höhere Kosten verursachen.<ref>[[Sachverständigenrat für Umweltfragen]] 2017: [https://www.umweltrat.de/SharedDocs/Downloads/DE/02_Sondergutachten/2016_2020/2017_11_SG_Klimaschutz_im_Verkehrssektor.pdf?__blob=publicationFile&v=17 ''Umsteuern erforderlich: Klimaschutz im Verkehrssektor. Sondergutachten.''] S. 59, abgerufen am 7. Juni 2020.</ref> Auch Brennstoffzellenfahrzeuge gelten aufgrund des hohen Energieverbrauchs vor allem als mögliche Alternative im Langstreckenverkehr.<ref>[[Volker Quaschning]]: ''Erneuerbare Energien und Klimaschutz.'' 4. Auflage. München 2018, S. 116f.</ref> Hingegen könnten Wasserstoff oder alternativ daraus gewonnene synthetische Brennstoffe die Rolle als wichtigster Treibstoff im Langstrecken-[[Schiffsverkehr]] sowie der [[Luftfahrt]] einnehmen.<ref>{{Literatur |Autor=Siavash Khalili et al. |Titel=Global Transportation Demand Development with Impacts on the Energy Demand and Greenhouse Gas Emissions in a Climate-Constrained World |Sammelwerk=[[Energies]] |Band=12 |Nummer=20 |Datum=2019 |Seiten=1,52, hier: S. 42 |DOI=10.3390/en12203870}}</ref>

=== Integriertes Konzept ===
Neben Anlagen, die das Synthesegas in das Gasnetz einspeisen oder für Endnutzer im Verkehrswesen bereitstellen, existieren auch Konzepte für integrierte Power-to-Gas-Anlagen, die das Synthesegas in anlageneigenen [[Tank (Behälter)|Tanks]] oder Kavernen zwischenspeichern und schlussendlich wieder elektrische Energie (und ggf. Wärme) in die Netze der öffentlichen Energieversorgung einspeisen. Diese Anlagen weisen häufig besondere Konzepte zur Abwärmenutzung auf und erreichen somit höhere Wirkungsgrade als netzeinspeisende Anlagen.

Im Jahr 2015 wurde von Jensen u.&nbsp;a. eine Studie mit einem solchen Konzept in der Fachzeitschrift [[Energy and Environmental Science]] veröffentlicht. Anstelle von Elektrolyseuren, Methanisierungsanlagen und Gaskraftwerken zur Rückverstromung sollen [[Reversible Brennstoffzelle|reversibel]] arbeitende [[Festoxidbrennstoffzelle]]n zum Einsatz kommen, die beim Speicherprozess aus Wasser und Kohlenstoffdioxid ein Methan-Wasserstoffgemisch und beim Entladevorgang wieder die Ausgangsmaterialien herstellen. Durch die Arbeitsweise bei relativ niedriger Temperatur und hohem Druck kann die bei der stark endothermen Spaltung von Wasser und Kohlenstoffdioxid in Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Sauerstoff erforderliche Wärme genutzt werden, womit Wärme- und damit Effizienzverluste beim Speichervorgang stark vermindert werden. Gespeichert würden Methan und Kohlendioxid in zwei unterschiedlichen unterirdischen [[Kavernenspeicher]]n, die auf eine Speicherkapazität von mehreren Monaten dimensioniert werden könnten.<ref name="Jensen 2015" />

Bei der Rückverstromung würde unterirdisch verpresstes Brenngas (ein Gemisch aus Methan und Wasserstoff) nach Entspannung, Erhitzung und Vermischung mit Wasser in die Brennstoffzelle geleitet, die aus dem Brenngas elektrische Energie und ein wasserdampf- und kohlenstoffdioxidreiches Abgas gewönne, wobei letzteres wieder gespeichert würde. Die heißen Abgase aus der Brennstoffzelle würden hierbei genutzt, um die Brenngase vor Eintritt in die Brennstoffzelle zu erhitzen. Diese thermische Integration der einzelnen Systembestandteile gilt als Schlüsselbedingung für den hohen [[Wirkungsgrad|Gesamtwirkungsgrad]] der Anlage. Auf diese Weise lässt sich nach Angabe der Autoren ein gesamter Speicherwirkungsgrad von bis ca. 72 % bei vergleichsweise geringen Kosten erzielen. In Sachen Kapazität, Kosten und Wirkungsgrad sei die Technik in etwa vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken, allerdings sei die Speicherbasis chemisch, womit dieser Speicher der bessere Langfristspeicher sei. Die Speicherkosten seien unter bestimmten Umstände vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken und günstiger als Batteriespeicher, Druckluftspeicher und herkömmlicher Wasserstoffspeicher. Basis dieser Berechnung war ein Speicherkraftwerk mit 250&nbsp;MW installierter Leistung der Brennstoffzellen und einer Speicherkapazität von 500&nbsp;GWh (ca. 3&nbsp;Monate). Die Lebensdauer der Gesamtanlage wurde mit 20&nbsp;Jahren angesetzt, die der Brennstoffzellen mit 5&nbsp;Jahren.<ref name="Jensen 2015">{{Literatur |Autor=S. H. Jensen u. a. |Titel=Large-scale electricity storage utilizing reversible solid oxide cells combined with underground storage of CO2 and CH4 |Sammelwerk=[[Energy and Environmental Science]] |Band=8 |Nummer=8 |Datum=2015 |Seiten=2471–2479 |DOI=10.1039/c5ee01485a}}</ref> Eine 2018 in der Fachzeitschrift [[Energy (Zeitschrift)|Energy]] online-first publizierte Studie, die dieses Konzept aufgriff und weiterentwickelte, kam zum Ergebnis, dass mit einem solchen integrierten Power-to-Gas-Konzept sogar Strom-zu-Strom-Wirkungsgrade bis etwa 80 % möglich sein könnten.<ref>{{Literatur |Autor=Giacomo Vutera u. a. |Titel=A novel system for large-scale storage of electricity as synthetic natural gas using reversible pressurized solid oxide cells |Sammelwerk=[[Energy (Zeitschrift)|Energy]] |Band=166 |Nummer= |Datum=2018 |Seiten=738-754 |DOI=10.1016/j.energy.2018.10.079}}</ref>

=== Power-to-Chemicals ===
{{Hauptartikel|Power-to-Chemicals}}

Neben der Einspeisung ins Gasnetz könnte Wasserstoff aus regenerativen Stromüberschüssen ebenfalls als Rohstoff für die (chemische) [[Industrie]] dienen und dort benötigten Wasserstoff ersetzen, der derzeit noch aus fossilen Quellen gewonnen wird. Dies wird als „Power-to-Chemicals“ bezeichnet. Da die [[Chemieindustrie]] maßgeblich auf den fossilen Rohstoffen [[Erdöl]] und [[Erdgas]] basiert, muss die Chemieindustrie mit der Verknappung dieser Rohstoffe langfristig ihre Rohstoffbasis auf regenerative Quellen umstellen. Power-to-Gas-Anlagen ermöglichen es, mittels erneuerbarem Überschussstroms synthetische Rohstoffe auf Basis von Wasser und Kohlendioxid zu gewinnen, aus denen wiederum komplexere Grundstoffe wie Methan, Methanol oder [[Polymer]]e hergestellt werden können.<ref>Michael Sterner, Ingo Stadler: ''Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration''. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 729.</ref> Indirekt handelt es sich bei Power-to-Chemicals ebenfalls um einen Speicherprozess, da auf diese Weise keine fossilen Energieträger mehr als Rohstofflieferanten benötigt werden, sondern potentiell für energetische Zwecke zur Verfügung stehen. Zudem können Power-to-Chemicals-Anlagen das Energiesystem wie auch andere Speicher flexibler gestalten, beispielsweise durch Bereitstellen von [[Regelleistung (Stromnetz)|Regelleistung]] oder durch Einsatz im [[Lastmanagement]].<ref>Michael Sterner, Ingo Stadler: ''Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration''. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 33.</ref>

Als Abnehmer der Produkte kommt insbesondere die Chemieindustrie in Frage, jedoch haben auch weitere Industriebranchen einen teils hohen Bedarf für Wasserstoff oder andere Synthesegase. Beispielsweise könnten [[Erdölraffinerie]]n, die einen erheblichen Wasserstoffbedarf haben, mit Wasserstoff aus Power-to-Gas-Anlagen versorgt werden, womit der CO<sub>2</sub>-Ausstoß des [[Verkehr]]s nennenswert gesenkt werden könnte.<ref>[[Robert Schlögl]]: ''Von der Natur lernen. Chemische CO<sub>2</sub>-Reduktion.'' In: [[Jochem Marotzke]], [[Martin Stratmann]] (Hrsg.): ''Die Zukunft des Klimas. Neue Erkenntnisse, neue Herausforderungen. Ein Report der Max-Planck-Gesellschaft.'' Beck, München 2015, S. 167–182, S. 178.</ref> Dieser Einsatz von Power-to-Gas-Anlagen hat gegenüber der Methanisierung mit anschließender Rückverstromung große Vorteile in Hinblick auf Kosten und Wirkungsgrad und sollte deswegen zunächst bevorzugt eingesetzt werden. So könnte bei Power-to-Gas-Anlagen zunächst auf den mit zusätzlichen Energieverlusten verbundenen Schritt der Methanisierung verzichtet werden, während zugleich die ebenfalls verlustbehaftete Erzeugung von Wasserstoff aus fossilem Erdgas entfiele. Zu früh auf die Methanisierung für die Rückverstromung zu setzen würde im Umkehrschluss bedeuten, unsinnigerweise mit Energieverlusten Methan aus vorhandenem Öko-Wasserstoff zu machen, während gleichzeitig und ebenfalls mit Energieverlusten fossiler Wasserstoff aus Erdgas hergestellt würde.<ref name="Ökoinstitut Prüfung" />

== Rolle von Power-to-Gas im Energiesystem ==
[[Datei:Einsatzbereiche sauberen Wasserstoff.png|mini|hochkant=1.5|Die unterschiedlichen Einsatzbereiche von sauberem Wasserstoff nach ihrer Wirtschaftlichkeit eingeordnet]]
Im Zuge der [[Energiewende]] werden immer mehr variable erneuerbare Energien errichtet, insbesondere [[Windkraftanlage|Windkraft-]] und [[Photovoltaik]]anlagen. Dadurch, dass zugleich konventionelle [[Grundlast]]kraftwerke wenig flexibel sind und nur bis zu einem gewissen Grad gedrosselt werden können, kann es während Zeiten hoher Einspeisung von Wind- und Solarenergie zu einem Überangebot von Strom kommen, speziell bei geringer Stromnachfrage. Dieser Effekt ist abhängig von der Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks. Er tritt umso stärker auf, je höher der Anteil von schlecht zu regelnden Grundlastkraftwerken (insbesondere [[Kernkraftwerk]]e und [[Kohlekraftwerk|(Braun)kohlekraftwerke]]) ist, während er hingegen bei einem flexiblen Kraftwerkspark, der vorwiegend aus gut zu regelnden [[Gaskraftwerk]]en besteht, erst später auftritt.

Bei hohen Anteilen an Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung kann deren Einspeisung zeitweise auch ohne Einspeisung fossiler Kraftwerke höher liegen als die Nachfrage, womit die Energie entweder genutzt, exportiert oder abgeregelt werden muss. Nutzungskonzepte, auch als [[Power-to-X]] bezeichnet, umfassen z.&nbsp;B. die Verwandlung in Wärme mittels Power-to-Heat, die Nutzung im Mobilitätswesen, z.&nbsp;B. mittels [[Vehicle to Grid]] oder die Speicherung in [[Speicherkraftwerk]]en wie [[Pumpspeicherkraftwerk|Pumpspeichern]], [[Batterie-Speicherkraftwerk|Batteriespeichern]] oder [[Druckluftspeicherkraftwerk]]en. Diese Speicher sind primär Kurzfristspeicher, für eine regenerative Vollversorgung wird jedoch ebenso ein Langfristspeicher benötigt, der eine saisonale Energiespeicherung möglich macht. Hierfür kommen praktisch nur chemische Speicher wie z.&nbsp;B. Power-to-Gas in Frage. Gleichzeitig kann die Integration von Power-to-Gas-Anlagen in die elektrischen Energieversorgungssysteme wie herkömmliche Speicher zur Sicherung der [[Netzstabilität]] eingesetzt werden, indem sie als regelbare Last eingesetzt werden. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass Strom aus erneuerbaren Energien im Allgemeinen und Stromüberschüsse im Besonderen auf absehbare Zukunft zunächst mengenmäßig begrenzt bleiben werden. Daher ist es zweckmäßig, Ökostrom vor allem für diejenigen Prozesse einzusetzen, wo er den größten Umweltnutzen entfalten kann.<ref>{{Literatur |Autor=Andre Sternberg, Andre Bardow |Titel=Life Cycle Assessment of Power-to-Gas: Syngas vs Methane |Sammelwerk=ACS Sustainable Chemistry & Engineering |Band=4 |Nummer=8 |Datum=2016 |Seiten=4156–4165 |DOI=10.1021/acssuschemeng.6b00644}}</ref> Energiewirtschaftliche Analysen ergaben, dass das vor allem bei der Nutzung von Überschussstrom für [[Wärmepumpenheizung|Wärmepumpen]] und [[Elektroauto]]s durch [[Sektorenkopplung]] der Fall ist. Diese Technologien sollten früher zum Einsatz kommen als die Erzeugung von Brenngasen mittels Power-to-Gas-Technologie.<ref>{{Literatur |Autor=[[Brian Vad Mathiesen]], [[Henrik Lund (Ingenieurwissenschaftler)|Henrik Lund]] |Titel=Comparative analyses of seven technologies to facilitate the integration of fluctuating renewable energy sources |Sammelwerk=IET Renewable Power Generation |Band=3 |Nummer=2 |Datum=2009 |Seiten=190–204 |DOI=10.1049/iet-rpg:20080049}}</ref><ref>Vgl. auch {{Literatur |Autor=André Sternberg, André Bardow |Titel=Power-to-What? – Environmental assessment of energy storage systems |Sammelwerk=[[Energy and Environmental Science]] |Band=8 |Nummer= |Datum=2015 |Seiten=400 |DOI=10.1039/c4ee03051f}}</ref>

In der Fachliteratur wird davon ausgegangen, dass ab einem Erneuerbare-Energien-Anteil von etwa 40 % in größerem Maße zusätzliche Speicher benötigt werden, vereinzelt wird auch die Zahl 70 % genannt.<ref>[[Weert Canzler]], [[Andreas Knie (Soziologe)|Andreas Knie]]: ''Schlaue Netze. Wie die Energie- und Verkehrswende gelingt.'' München 2013, S. 47.</ref> Unterhalb eines Anteils von 40 % Erneuerbarer Energien gelten eine Ausregelung durch [[Wärmekraftwerk]]e sowie eine geringfügige Abregelung von Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien (erwartet werden etwa 260 GWh pro Jahr bzw. 1 Promille der bei einem 40-%-Anteil prognostizierten Ökostromerzeugung) als volkswirtschaftlich effizienter. Die Speicher würden in diesem Fall größtenteils zur besseren Auslastung von in [[Grundlast]] betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerken eingesetzt; zugleich würden die Kosten für den Neubau der Speicher den Nutzen durch eine gleichmäßigere Kraftwerksfahrweise deutlich übersteigen. Daher werden zusätzliche Speicher in Deutschland frühestens ab dem Jahr 2020 für notwendig gehalten.<ref>A. Moser, N. Rotering, W. Wellßow, H. Pluntke: ''Zusätzlicher Bedarf an Speichern frühestens 2020.'' In: ''Elektrotechnik & Informationstechnik.'' Band 130, 2013, S. 75–80, S. 77–79. [[doi:10.1007/s00502-013-0136-2]]</ref> Auch bei Anteilen Erneuerbarer Energien von bis ca. 70 % am Jahresstrombedarf bleibt der Speicherbedarf zunächst moderat, sodass Power-to-Gas in absehbarer Zeit noch nicht benötigt wird, sondern zur Marktreife gebracht werden kann.<ref>Vgl. [[Volker Quaschning]]: ''Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation.'' 9., aktualisierte Auflage. München 2015, S. 393.</ref> Ein Bedarf für saisonale Speicherung tritt erst auf, wenn der Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung 60<ref name="Henning Tagesfragen" /> bis 80<ref name="Weitemeyer" /> % erreicht. Dann sollten mit Power-to-Gas zunächst synthetische Brennstoffe produziert werden, die möglichst nur im [[Verkehrswesen]] eingesetzt würden; erst bei noch höheren Anteilen wäre eine Rückverstromung und damit ein Einsatz im Strom- und Wärmesektor (durch [[Kraft-Wärme-Kopplung]]) notwendig.<ref name="Henning Tagesfragen" />

Grundsätzlich gilt, dass die gleichzeitige Erzeugung von synthetischem Methan mittels Power-to-Gas-Technologie eine Energieverschwendung darstellt, solange Erdgas in großem Umfang zur Bereitstellung von Prozesswärme und Warmwassererzeugung genutzt wird. Dies liegt darin begründet, dass Strom zu Heizzwecken eine Effizienz von nahezu 100 % aufweist und somit mehr Erdgas durch direkte Heizung mit Strom eingespart werden als EE-Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann.<ref>{{Literatur |Autor=Martin Kleimaier |Titel=Strom nutzen statt speichern |Sammelwerk=Energy 2.0 |Nummer=1 |Datum=2013 |Seiten=38–42 |Online=[http://www.energy20.net/PDF/E20113252 Online] |Format=PDF |KBytes=1380 |Abruf=2013-07-15}}</ref><ref>{{Literatur |Autor=Wolfram Münch, Malte Robra, Lukas Volkmann, Philipp Riegebauer, Dieter Oesterwind |Titel=Hybride Wärmeerzeuger als Beitrag zur Systemintegration erneuerbarer Energien |Sammelwerk=[[Energiewirtschaftliche Tagesfragen]] |Band=62 |Nummer=5 |Datum=2012 |Seiten=44–48 |Online={{Webarchiv |url=http://et-energie-online.de/Zukunftsfragen/tabid/63/NewsId/144/Hybride-Warmeerzeuger-als-Beitrag-zur-Systemintegration-erneuerbarer-Energien.aspx |text=Online abrufbar |wayback=20131212171416}} |Abruf=2020-11-01}}</ref> Daher sollten bei der Einbindung von Stromüberschüssen zunächst energieeffizientere Technologien wie [[Power-to-Heat]] zum Einsatz kommen und erst später die deutlich verluststärkere Power-to-Gas-Technologie genutzt werden. Da Power-to-Gas auch kostenintensiver ist als die genannten Alternativen, wird diese Nutzungsreihenfolge auch aus wirtschaftlichen Gründen empfohlen.<ref>[https://www.umweltrat.de/SharedDocs/Downloads/DE/02_Sondergutachten/2012_2016/2013_11_SG_Strommarkt_der_Zukunft_gestalten.html ''Den Strommarkt der Zukunft gestalten.''] Sondergutachten. In: ''[[Sachverständigenrat für Umweltfragen|umweltrat.de]]''. 25. November 2013, abgerufen am 14. Juni 2020.</ref> Durch den überschaubaren Wirkungsgrad, der wiederum zu einem erheblichen Mehrbedarf an Windkraft- und Photovoltaikanlagen führt, sollte ein zukünftiges Energiesystem so ausgelegt sein, dass insgesamt nur ein geringer Langfristspeicherbedarf besteht.<ref>Günther Brauner: ''Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Strategien für die Energiewende''. Wiesbaden 2016, S. 89.</ref>

Die Nutzung von Power-to-Gas ist nur energetisch sinnvoll und emissionseinsparend, wenn Ökostrom genutzt wird. Wird hingegen Strom aus fossilen Energien eingesetzt, vervielfachen sich die Emissionen. Kommt beispielsweise Strom aus einem Braunkohlekraftwerk zum Einsatz, das Emissionen von 1161&nbsp;g CO<sub>2-äq.</sub>/kWh aufweist, ergäben sich bei je 60 % Wirkungsgrad für Speicherprozess und Rückverstromung im [[Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk|GuD-Kraftwerk]] Gesamt-Emissionen von 3225&nbsp;g CO<sub>2-äq.</sub>/kWh, etwa das Achtfache von Strom aus einem fossil befeuerten Erdgaskraftwerk.<ref>Michael Sterner, Ingo Stadler: ''Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration''. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 424f.</ref> Unter gewissen Umständen lassen sich jedoch [[Negative Emissionstechnologien|Negative Emissionen]] erzielen, mit denen der Kohlendioxidanteil der Erdatmosphäre aktiv reduziert werden kann. Dies ist beispielsweise dann der Fall, wenn das Kohlenstoffdioxid für die Methanisierung aus der Luft gewonnen wird und das synthetisierte Methan später in einem Kraftwerk mit [[CO2-Abscheidung und -Speicherung|CO<sub>2</sub>-Abscheidung und -Speicherung]] verbrannt wird.<ref>[[Michael Sterner]], Ingo Stadler (Hrsg.): ''Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration.'' 2. Auflage. Berlin/ Heidelberg 2017, S. 457.</ref>

Der [[Sachverständigenrat für Umweltfragen]] (SRU) kam in einer 2021 publizierten Stellungnahme zur Rolle von Wasserstoff im Klimaschutz zum Ergebnis, dass Wasserstoff ein wichtiger Baustein hinsichtlich Treibhausgasneutralität sein könne, dies aber nur unter der Voraussetzung, dass er „umweltfreundlich und nachhaltig“ produziert und „sparsam genutzt“ werde. In der Publikation wird darauf verwiesen, dass die Produktion von [[Grüner Wasserstoff|grünem Wasserstoff]] große Mengen an Ökostrom und damit indirekt Flächen, Rohstoffe und Wasser erfordert, weshalb er nur dort eingesetzt werden sollte, wo keine effizienteren Alternativen zur Verfügung stehen. Umso mehr gelte diese Aussage noch für aus Wasserstoff hergestellte [[Power-to-X]]-Folgeprodukte, bei denen weitere Umwandlungsverluste anfallen. Eine wichtige Rolle spielten Wasserstoff und daraus hergestellte Folgeprodukte in der chemischen Industrie, der Stahlindustrie sowie dem internationale Schiffs- und Flugverkehr, während im Schwerlastverkehr die Frage noch offen sei, ob sich Wasserstoff, batterieelektrische Konzepte oder Oberleitungs-LKWs durchsetzten. Im Stromsystem sowie [[Fernwärme|Fern-]] und [[Nahwärme]]netzen sollte Wasserstoff gemäß SRU nur eine ergänzende Rolle spielen, während sein Einsatz in Gebäudeheizungen und PKWs ineffizient und bei weitem teuer sei als der Einsatz von alternativen Technologien wie Wärmepumpenheizungen und E-Autos. Um [[Pfadabhängigkeit]]en und Fehlanreize im Hinblick auf fossile Energien zu vermeiden, sollte die Förderung von Wasserstofftechnologien daher auf Sektoren beschränkt werden, in denen langfristig die Wasserstoffnutzung unverzichtbar sei.<ref>[[Sachverständigenrat für Umweltfragen]] 2021: [https://www.umweltrat.de/SharedDocs/Downloads/DE/04_Stellungnahmen/2020_2024/2021_06_stellungnahme_wasserstoff_im_klimaschutz.pdf?__blob=publicationFile&v=4 ''Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse.''] S. 5, abgerufen am 24. Juni 2021.</ref>

== Situation in Deutschland ==
=== Speicherkapazität im deutschen Erdgasnetz ===
Eine große Bedeutung bei der Nutzung von EE-Gas wird der Möglichkeit der Speicherung des Wasserstoff- bzw. Methangases in einem bereits vorhandenen Erdgasnetz zugerechnet.

Laut [[Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik]] (IWES) benötigt Deutschland im Jahr 2050&nbsp;– wenn laut Bundesregierung 80 % des [[Elektrischer Strom|elektrischen Stroms]] aus erneuerbaren Quellen stammen sollen – zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne Speicherkapazitäten von 30&nbsp;[[Terawattstunden]] (TWh).<ref name="Manager">{{Internetquelle |autor=Sarah Sommer |url=https://www.manager-magazin.de/unternehmen/energie/a-823182.html |titel=Lobby will Ökostrom im Gasnetz speichern |werk=manager-magazin.de |datum=2012-03-26 |abruf=2020-04-12}}</ref> Demgegenüber wurde die Speicherkapazität der [[Erdgasspeicher]] im deutschen Erdgasnetz im April 2010 vom Fraunhofer-IWES mit über 200&nbsp;TWh angegeben, was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht.<ref name="Fraunhofer">{{Internetquelle |url=https://www.iee.fraunhofer.de/de/presse-infothek/Presse-Medien/Pressemitteilungen/2010/oekostrom_als_erdgasspeichern.html |titel=Strom-Ergas-Speicher |titelerg=Presseinformation |werk=iee.fraunhofer.de |datum=2010-04-26 |abruf=2019-10-12}}</ref> Inklusive der 2013 in Planung befindlichen Kavernen- und Porenspeicher liegt die Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes bei ca. 332 TWh. Bei der Speicherung von Teil zugemischtem Wasserstoff oder reinem Wasserstoff in unterirdischen Gasspeichern sind jedoch die speziellen Eigenschaften des Wasserstoff zu berücksichtigen, welche je nach Anteil zum einen die Eignung der geologischen Formation des Speichers betrifft und zum anderen umfangreiche und kostenintensive Modifikationen oder Austausch an den Unter- und Obertageanlagen erfordert.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.bveg.de/wp-content/uploads/2022/06/20220610_DBI-Studie_Wasserstoff-speichern-soviel-ist-sicher_Transformationspfade-fuer-Gasspeicher.pdf |titel=WASSERSTOFF SPEICHERN – SOVIEL IST SICHER |titelerg=Transformationspfade für Gasspeicher |hrsg=INES – INITIATIVE ENERGIEN SPEICHERN; Bundesverband Erdgas,Erdöl und Geoenergie e.V.; DVGW Deutscher Verein des
Gas- und Wasserfaches e.V |datum=2022-06 |seiten=8–9 |format=PDF |abruf=2024-02-26}}</ref>

Der Erdgasverbrauch lag 2011 bei 760 TWh, könnte aber durch mehr Power-to-Gas-Anlagen weiter ansteigen. Dennoch wäre das Erdgasnetz inklusive der geplanten Speicher ausreichend dimensioniert für eine sichere Vollversorgung auf Basis erneuerbarer Energien.<ref>Volker Quaschning: ''Erneuerbare Energien und Klimaschutz''. München 2013, S. 332.</ref>

Die deutschen [[Pumpspeicherkraftwerk]]e haben eine Kapazität von [[Pumpspeicherkraftwerk#Deutschland|0,04 TWh]] und sind als Kurzfristspeicher für eine Nutzungsdauer im Stunden- bis Tagesbereich ausgelegt.<ref>Michael Sterner, Ingo Stadler: ''Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration''. Berlin/ Heidelberg 2014, S. 424.</ref> Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich höheren Wirkungsgrad (zwischen 70 % und 85 %), die Wirtschaftlichkeit wird aber auch durch die erheblichen Investitionskosten und den [[Flächenverbrauch]] bestimmt. Die installierte Leistung wird ausgebaut, kann aber in Deutschland aufgrund topographischer wie auch politischer Gründe nicht in die Größenordnung der Speicherfähigkeit des Erdgasnetzes kommen. Großes Potential für Speicherkapazitäten existiert dagegen in Nordeuropa. In Norwegen gibt es beispielsweise für [[Speicherkraftwerk (Wasser)|Speicherkraftwerke]] nutzbare Reservoire mit einer potentiellen Speicherkapazität von insgesamt etwa 84&nbsp;TWh, in Schweden von etwa 34&nbsp;TWh.<ref>{{Internetquelle |autor=[[Gregor Czisch]] |url=http://www.iset.uni-kassel.de/abt/w3-w/folien/Wasserkraft/storage_hydro_power_eu.htm |titel=Storage Hydro Power in Europe. Rated Power, Storage Capacity and Annual Energy Production |hrsg=[[Institut für Solare Energieversorgungstechnik]] (ISET) |datum=2000 |sprache=en de |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20121126070942/http://www.iset.uni-kassel.de/abt/w3-w/folien/Wasserkraft/storage_hydro_power_eu.htm |archiv-datum=2012-11-26 |abruf=2011-10-24}}</ref> Diese Speicherkapazität liegt in einer ähnlichen Größe wie die Speicherkapazität des deutschen Gasnetzes.

Eine Übersicht der Power-to-Gas-Anlagen in Deutschland gibt die interaktive Karte auf der Seite der [[Strategieplattform Power-to-Gas]] der [[Deutsche Energie-Agentur|Deutschen Energie-Agentur]].<ref>{{Internetquelle |url=https://www.powertogas.info/projektkarte/ |titel=Projektkarte – Power to Gas |werk=www.powertogas.info |hrsg=Deutsche Energie-Agentur |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20191015135010/https://www.powertogas.info/projektkarte/ |archiv-datum=2019-10-15 |abruf=2019-10-15}}</ref>

=== Rechtliche Voraussetzungen ===
Sofern Power-to-Gas-Anlagen mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben werden, fällt EE-Gas unter die Definition von „Speichergas“ gemäß {{§|5|EEG 2014|buzer|text=§&nbsp;5 Nr.&nbsp;29 EEG 2014}} ([[Erneuerbare-Energien-Gesetz]]) und „Biogas“ gemäß {{§|3|enwg_2005|juris|text=§&nbsp;3 Nr.&nbsp;10c EnWG}} ([[Energiewirtschaftsgesetz]]).<ref>{{Literatur |Autor=Florian Valentin, Hartwig von Bredow |Titel=Power-to-Gas: Rechtlicher Rahmen für Wasserstoff und synthetisches Gas aus erneuerbaren Energien |Sammelwerk=Energiewirtschaftliche Tagesfragen |Band=61 |Nummer=12 |Datum=2011 |Seiten=99–105 |Online=[http://www.energy-lawyers.com/_downloads/Power-to-Gas.pdf energy-lawyers.com] |Format=PDF |KBytes=166 |Abruf=2019-05-14}}</ref>

Für Speichergas aus erneuerbarer Energie wird somit, wenn es anschließend wieder in elektrische Energie umgewandelt wird, eine Einspeisevergütung gemäß {{§|38|EEG 2014|buzer|text=§&nbsp;5 Nr.&nbsp;29 EEG 2014}} gezahlt. Die Vergütung gilt nur für Kleinanlagen (< 100 kW ab 1. Januar 2016, vorher < 500 kW). Für größere Anlagen erfolgt die Förderung über eine [[Direktvermarktung erneuerbarer Energien|Marktprämie]] gemäß {{§|38|EEG 2014|buzer|text=§&nbsp;5 Nr.&nbsp;29 EEG 2014}}. Dies stellt aber keine besondere Förderung dar, da bei dem Umweg über die Speicherung zusätzliche Kosten entstehen, aber kein zusätzlicher Gewinn im Vergleich zur direkten Einspeisung des Stroms,<ref>{{Internetquelle |url=http://www.powertogas.info/5-stellschrauben/anreize-schaffen/ |titel=Anreize zur Flexibilisierung des Stromsystems schaffen |werk=powertogas.info |hrsg=[[Deutsche Energie-Agentur]] |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20181002102408/http://www.powertogas.info/5-stellschrauben/anreize-schaffen/ |archiv-datum=2018-10-02 |abruf=2019-03-13}}</ref> abgesehen von der Befreiung von bestimmten Gebühren.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.powertogas.info/5-stellschrauben/glossar-regulatorischer-rahmen/ |titel=Glossar regulatorischer Rahmen |werk=powertogas.info |hrsg=[[Deutsche Energie-Agentur]] |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20150701201850/http://www.powertogas.info/5-stellschrauben/glossar-regulatorischer-rahmen/ |archiv-datum=2015-07-01 |abruf=2019-03-13}}</ref>

=== Liste der Anlagen in Deutschland ===
{| class="wikitable sortable"
! Ort !! Inbetriebnahme !! Leistung (kW) !! Betreiber !! class="unsortable"| Bemerkung
|-
| [[Stuttgart]]
|style="text-align:right"| 2009
|style="text-align:right"| 25
| IWES / ETOGAS
| Die weltweit erste Pilotanlage mit einer Leistung von 25&nbsp;kW zur Produktion von Methan nach dem Power-to-Gas-Verfahren wurde im November 2009 in Stuttgart am [[Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg]] (ZSW) unter Beteiligung des [[Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik|Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik]] (IWES) und des Unternehmens SolarFuel (heute [[ETOGAS GmbH]]) in Betrieb genommen.<ref>{{Internetquelle |autor=Michael Sterner, Mareike Jentsch, Tobias Trost, Amany von Oehsen, Lukas Emele |url=http://www.dbi-gti.de/fileadmin/downloads/5_Veroeffentlichungen/Tagungen_Workshops/2011/H2-FF/02_Sterner_Fraunhofer.pdf |titel=Motivation zur Energiespeicherung und aktuelle Entwicklungen bei Power-to-Gas |werk=DBI-GUT Power-to-Gas 2. Fachtagung |datum=2011-09-13 |format=PDF; 4,7&nbsp;MB |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20140606233009/http://www.dbi-gti.de/fileadmin/downloads/5_Veroeffentlichungen/Tagungen_Workshops/2011/H2-FF/02_Sterner_Fraunhofer.pdf |archiv-datum=2014-06-06 |abruf=2012-11-28}}</ref> Mit der Anlage wurde die grundsätzliche Machbarkeit des Verfahrens nachgewiesen; das CO<sub>2</sub> wurde der Umgebungsluft entnommen. Die technische Grundlagenentwicklung wurde von den Forschungsinstituten ZSW (Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff-Forschung, Stuttgart) und Fraunhofer IWES (Kassel) durchgeführt.<ref name="Fraunhofer" /> Der Wirkungsgrad der Gasherstellung liegt bei etwa 40 %.<ref name="Quaschning Klimaschutz 329">Volker Quaschning: ''Erneuerbare Energien und Klimaschutz''. München 2013, S. 329.</ref>
|-
| [[Morbach]]
|style="text-align:right"| 2011
|style="text-align:right"| 25
| juwi / ETOGAS
| Im März 2011 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage von juwi und SolarFuel (heute ETOGAS) in der [[Energielandschaft Morbach]] im Hunsrück installiert und dort für einige Wochen getestet.<ref>{{Internetquelle |autor=Ariane Arndt |url=https://www.volksfreund.de/magazin/macher/auf-der-suche-nach-speichern_aid-5873445 |titel=Auf der Suche nach Speichern |werk=[[Trierischer Volksfreund|volksfreund.de]] |datum=2012-03-27 |abruf=2019-10-19}}</ref> Dieser Test kombinierte eine Windgasanlage, einen Windpark und eine Biogasanlage.<ref>{{Internetquelle |autor=Michael Ziegler |url=https://www.photovoltaik-guide.de/erdgas-aus-oekostrom-juwi-und-solarfuel-testen-verfahren-zur-stromspeicherung-17629 |titel=Erdgas aus Ökostrom: juwi und SolarFuel testen Verfahren zur Stromspeicherung |werk=photovoltaik-guide.de |datum=2011-03-21 |abruf=2020-04-09}}</ref>
|-
| [[Bad Hersfeld]]
|style="text-align:right"| 2012
|style="text-align:right"| 25
| IWES / ETOGAS
| Im Jahr 2012 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage für mehrere Monate an einer Biogasanlage am Standort des Hessischen Biogas-Forschungszentrums betrieben. In dem Pilotversuch, den das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und das Unternehmen SolarFuel (heute ETOGAS) gemeinsam mit den Ländern Hessen und Thüringen durchführten, wurde die direkte Umwandlung des im Biogas enthaltenen Kohlendioxids in Methan demonstriert.<ref>{{Internetquelle |autor=Uwe Krengel |url=http://www.iwes.fraunhofer.de/de/Presse-Medien/Pressemitteilungen/2013/power-to-gas-laeuft-auch-an-kleinen-biogasanlagen.html |titel=Power-to-Gas läuft auch an kleinen Biogasanlagen – Pilotversuch am Hessischen Biogas-Forschungszentrum zur direkten Methanisierung erfolgreich abgeschlossen |titelerg=Pressemitteilung |werk=iwes.fraunhofer.de |hrsg=Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik |datum=2013-01-16 |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20130121141826/http://www.iwes.fraunhofer.de/de/Presse-Medien/Pressemitteilungen/2013/power-to-gas-laeuft-auch-an-kleinen-biogasanlagen.html |archiv-datum=2013-01-21 |abruf=2017-11-26}}</ref>
|-
| [[Stuttgart]]
|style="text-align:right"| 2012
|style="text-align:right"| 250
| ZSW, IEWS, ETOGAS
| Im Oktober 2012 ging am ZSW in Stuttgart eine mit 250&nbsp;kW Leistung zehnmal so große&nbsp;– zum Zeitpunkt die weltgrößte Power-to-Gas-Anlage&nbsp;– in Betrieb.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.zsw-bw.de/infoportal/presseinformationen/presse-detail/weltweit-groesste-power-to-gas-anlage-zur-methan-erzeugung-geht-in-betrieb.html |titel=Weltweit größte Power-to-Gas-Anlage zur Methan-Erzeugung geht in Betrieb: Vorstufe für die industrielle Anwendung erreicht |werk=zsw-bw.de |datum=2012-10-30 |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20121107140857/http://www.zsw-bw.de/infoportal/presseinformationen/presse-detail/weltweit-groesste-power-to-gas-anlage-zur-methan-erzeugung-geht-in-betrieb.html |archiv-datum=2012-11-07 |abruf=2017-12-01}}</ref> Die Anlage wurde im Rahmen eines vom BMU geförderten Projektes mit den Projektpartnern ZSW, IWES und SolarFuel (heute ETOGAS) im Technikum des ZSW als PtG-Versuchsanlage mit Elektrolyse (250 kW elektrische Anschlussleistung) und mehreren Methanisierungsvarianten aufgebaut.
|-
| [[Prenzlau]]
|style="text-align:right"| 2012
|style="text-align:right"| 500
| Enertrag
|
{{Hauptartikel|Kraftwerk Prenzlau}}
[[Datei:Enertrag-Hybridkraftwerk.jpg|mini|Biogasanlage, Gastank und Windkraftanlage des Hybridkraftwerks Prenzlau von Enertrag]]

Das Unternehmen [[Enertrag]] betreibt eine Pilotanlage, ein im März 2012 in den Normalbetrieb gegangenes [[Hybridkraftwerk]] in der Uckermark nördlich von Prenzlau (Brandenburg), das Wasserstoff als Zwischenspeicher nutzt. Gespeist wird die Anlage, die im Oktober 2011 erstmals in Betrieb ging, von insgesamt drei Windturbinen mit je zwei Megawatt. Die Leistung des Elektrolyseurs beträgt 500&nbsp;kW bei etwa 75 % Wirkungsgrad.<ref name="Starkwind">{{Internetquelle |url=http://www.vdi-nachrichten.com/artikel/Starke-Kombination-aus-Wind-und-Wasserstoff/57184/4 |titel=Starke Kombination aus Wind und Wasserstoff |werk=[[VDI nachrichten|vdi-nachrichten.com]] |datum=2012-02-03 |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20120206235221/http://www.vdi-nachrichten.com/artikel/Starke-Kombination-aus-Wind-und-Wasserstoff/57184/4 |archiv-datum=2012-02-06 |abruf=2012-02-03}}</ref>
Der Energieversorger [[Green Planet Energy]] bot seit dem 1. Oktober 2011 einen Windgas-Fördertarif an, der bei Lieferung von konventionellem Erdgas einen Förderbeitrag von 0,4 Euro-Cent pro Kilowattstunde für 5 Windgasanlagen enthält und von (2018) über 19.000 Kunden subventioniert wird. Da Green Planet Energy über keinen Elektrolyseur verfügt, unterzeichnete das Unternehmen im Januar 2012 einen Abnahmevertrag zum Bezug von Wasserstoff von der Firma Enertrag.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.erneuerbareenergien.de/archiv/greenpeace-energy-liefert-erstmals-windgas-150-490-32857.html |titel=Greenpeace Energy liefert erstmals Windgas |werk=erneuerbareenergien.de |datum=2012-01-17 |abruf=2020-10-12}}</ref> Nach anfänglichen Vertragsproblemen und Anlaufschwierigkeiten begann am 12.&nbsp;Dezember 2014 die Einspeisung von „Windgas“ in das Gasnetz durch die Enertrag-Pilotanlage in der [[Uckermark]].<ref>[https://www.greenpeace-energy.de/presse/artikel/gaskunden-von-greenpeace-energy-heizen-und-kochen-ab-sofort-auch-mit-wasserstoff.html ''Gaskunden von Greenpeace Energy heizen und kochen ab sofort auch mit Wasserstoff.''] In: ''greenpeace-energy.de'', 12. Dezember 2014, abgerufen am 15. März 2020.</ref>
Planungen zur Errichtung einer eigenen Planet Green Energy Anlage zur Erzeugung von Windgas wurden vom Aufsichtsrat Ende 2012 zunächst einstimmig abgelehnt.<ref>{{Literatur |Titel=Greenpeace Energy kippt Pläne für Windgas-Erzeugungsanlage |Sammelwerk=EUWID Neue Energien |Nummer=48/2012 |Verlag=EUWID Europäischer Wirtschaftsdienst GmbH |Datum=2012-11 |Online={{Webarchiv |url=http://www.euwid-energie.de/news/neue-energien/einzelansicht/Artikel/greenpeace-energy-kippt-plaene-fuer-windgas-erzeugungsanlage.html |text=Volltext |wayback=2013-03-23}} |Abruf=2020-06-29}}</ref> Hintergrund seien die gegenwärtige Vollvergütung bzw. die EEG-Entschädigungszahlungen auch für nicht einspeisefähigen Wind-Spitzenlaststrom, was zumindest aus ökonomischer Sicht für Energieerzeuger keine Windgas-Anlagen zwingend nötig macht und dem Windgas-Konzept entgegen laufe. Doch plant Green Planet Energy für 2015 den Bau einer eigenen [[Elektrolyseur|Elektrolyseanlage]].<ref name="Energy.aktuell 27">Energy.aktuell, Nr. 27. Oktober 2013, S. 5.</ref>
Die Anlage ist auch Lieferant einer Wind-[[Wasserstofftankstelle]] der [[TotalEnergies|Total Deutschland GmbH]] in der Heidestraße in Berlin-Mitte, die am 18. April 2012 im Rahmen des Wasserstoffprojekts [[Clean Energy Partnership]] (CEP) in Betrieb genommen wurde<ref>{{Internetquelle |url=http://www.wind-energie.de/infocenter/meldungen/2012/erste-wind-wasserstofftankstelle-oeffnet-berlin |titel=Erste Wind-Wasserstofftankstelle öffnet in Berlin |werk=wind-energie.de |datum=2012-04-19 |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20120515073414/http://www.wind-energie.de/infocenter/meldungen/2012/erste-wind-wasserstofftankstelle-oeffnet-berlin |archiv-datum=2012-05-15 |abruf=2020-02-06}}</ref> und auf 38 Betankungen pro Tag ausgelegt ist.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.now-gmbh.de/de/bundesfoerderung-wasserstoff-und-brennstoffzelle/projektfinder/verkehr/wasserstofftankstelle-an-der-heidestrasse-in-berlin |titel=Betrieb einer vollintegrierten, öffentlichen Wasserstofftankstelle an der Heidestraße in Berlin (CEP) |werk=now-gmbh.de |abruf=2020-02-06}}</ref>
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| [[Werlte]]
|style="text-align:right"| 2013
|style="text-align:right"| 6000
| Audi / ETOGAS
| Im Auftrag der [[Audi AG]] errichtete die ETOGAS GmbH in [[Werlte]] neben einer bestehenden Biogasanlage eine industrielle Pilotanlage zur Umwandlung von Ökostromüberschüssen in erneuerbares Erdgas, von Audi „e-gas“ genannt. Hierbei wird zur Methanisierung neben dem aus regenerativen Quellen gewonnenen Wasserstoff auch regeneratives CO<sub>2</sub> aus einer von MT-Biomethan gelieferten Biogasaufbereitungsanlage eingesetzt. Die Anlage mit einer elektrischen Anschlussleistung von 6 MW wird 1,4 Millionen Normkubikmeter in Erdgas-Normqualität pro Jahr produzieren.<ref>{{Internetquelle |url=http://wrs.region-stuttgart.de/sixcms/detail.php/305495 |titel=Man nehme: Wasser, Strom und Kohlendioxid |titelerg=„Erfolgsgeschichte“ der Wirtschaftsförderung [[Region Stuttgart]] |werk=wrs.region-stuttgart.de |datum=2012-02-14 |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20131103123734/http://wrs.region-stuttgart.de/sixcms/detail.php/305495 |archiv-datum=2013-11-03 |abruf=2020-06-09}}</ref> Die Anlage wurde am 25. Juni 2013 eingeweiht<ref>{{Internetquelle |url=http://etogas.com/fileadmin/documents/news/Pressemitteilung_DE/pi-2013-ETOGAS-EinweihungWerlte.pdf |titel=Erste industrielle Power-to-Gas-Anlage mit 6 MW eingeweiht |titelerg=Presseinformation von ETOGAS |werk=etogas.com |datum=2013-06-25 |format=PDF; 28,3 kB |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20160407041417/http://etogas.com/fileadmin/documents/news/Pressemitteilung_DE/pi-2013-ETOGAS-EinweihungWerlte.pdf |archiv-datum=2016-04-07 |abruf=2021-02-14}}</ref> und hat im Herbst 2013 ihren Probebetrieb abgeschlossen. Im Rahmen des e-Gas-Projekts von Audi produziert die Anlage erneuerbaren Kraftstoff für das erste CNG-Modell der Marke Audi, den Audi A3 Sportback g-tron.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.audi-technology-portal.de/de/mobilitaet-der-zukunft/audi-future-lab-mobility/audi-future-energies/audi-e-gas |titel=Audi e-gas |werk=audi-technology-portal.de |abruf=2021-06-17}}</ref> Der Wirkungsgrad der Gasherstellung beträgt 54 %.<ref name="Quaschning Klimaschutz 329" />
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| [[Schwandorf]]
|style="text-align:right"| 2013
|style="text-align:right"| 208
| MicrobEnergy
| In Schwandorf/Oberpfalz hat das zur [[Viessmann]] Group gehörende Unternehmen MicrobEnergy GmbH im Februar 2013 eine Forschungsanlage in Betrieb genommen, bei der ein mikrobiologisches Verfahren zur Methanisierung des Wasserstoffs zum Einsatz kommt. Aus den im Elektrolyseur erzeugten 21,3&nbsp;m³ Wasserstoff pro Stunde entstehen durchschnittlich 5,3&nbsp;m³/h Methan.
Eine zweite MicrobEnergy-Anlage befindet sich seit Juli 2013 in Bau. Am Standort der Verbandskläranlage Schwandorf-Wackersdorf erzeugt ein Elektrolyseur 30&nbsp;m³/h Wasserstoff, die in einem 1300 Kubikmeter fassenden Faulturm mikrobiologisch in 7,5&nbsp;m³/h Methan umgewandelt werden. Projektpartner ist neben dem Zweckverband Verbandskläranlage Schwandorf die Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) der Technischen Hochschule Regensburg.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.dvgw-innovation.de/fileadmin/dvgw/angebote/forschung/innovation/pdf/powertogas_poster_a1.pdf |titel=DVGW-Power-to-Gas-Atlas 2013 |format=PDF; 60&nbsp;kB |abruf=2014-01-29}}</ref>
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|[[Allendorf (Eder)]]
|style="text-align:right"| 2015
|style="text-align:right"| 300
|MicrobEnergy /
Carbotech /
Viessmann

|
[[Datei:Biologische Methanisierung, Anlage Allendorf (Eder) in Deutschland.jpg|mini|[[Biologische Methanisierung]], Anlage Allendorf (Eder)]]
Die Anlage wurde von Schwandorf an den Standort Allendorf (Eder) verlegt. Dort wird seit Anfang März 2015 Strom in Methan umgewandelt und in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist. Das benötigte CO<sub>2</sub> stammt aus dem Abgasstrom einer nahegelegenen Biomethananlage mit Gasaufbereitung oder es wird direkt Rohbiogas aus dieser Anlage mit etwa 50 % CO<sub>2</sub>-Gehalt zur [[Biologische Methanisierung|biologischen Methanisierung]] genutzt. In diesem Fall dient das Power-to-Gas-Verfahren zusätzlich als Aufbereitungstechnologie für Rohbiogas aus Biogas- oder Kläranlagen. Im Rahmen einer Kooperation wird das Speichergas aus der Power-to-Gas-Anlage an Audi vermarktet.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.biopower2gas.de/ |titel=biopower2gas |abruf=2016-08-16}}</ref>

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| [[Falkenhagen (Pritzwalk)|Falkenhagen]]
|style="text-align:right"| 2013
|style="text-align:right"| 2000
| Uniper
| In [[Falkenhagen (Pritzwalk)|Falkenhagen]] in der brandenburgischen Prignitz hat der Energiekonzern [[E.ON]] im Juni 2013 erstmals im Testlauf einer Pilotanlage aus Windkraft erzeugten Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Insgesamt wurden in dem eine Stunde dauernden Test rund 160 Kubikmeter Wasserstoff erzeugt und eingespeist. Damit hat E.ON die gesamte Prozesskette von der Stromaufnahme bis hin zur Einspeisung des Wasserstoffs zum ersten Mal mit Erfolg praktisch umgesetzt.
Ende August 2013 wurde die Pilotanlage in Betrieb genommen. Laut [[Uniper]] produziert die Anlage mittels [[Alkalischer Elektrolyseur|Alkali-Elektrolyse]] rund 360 Normkubikmeter Wasserstoff pro Stunde.
Im Mai 2018 wurde die Anlage um eine Methanisierungsanlage erweitert.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.uniper.energy/storage/de/geschaeft/power-to-gas |titel=Power-to-Gas – Unser Beitrag zur Energiewende |werk=uniper.energy |abruf=2021-03-09}}</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://gwf-gas.de/aktuell/e-on-nimmt-pilotanlage-falkenhagen-in-betrieb/ |titel=E.ON nimmt Pilotanlage Falkenhagen in Betrieb |werk=gwf-gas.de |datum=2013-08-28 |abruf=2023-03-25}}</ref>
|-
| [[Werder (bei Altentreptow)|Werder]]
|style="text-align:right"| 2013
|style="text-align:right"| 1000
| Wind-projekt
|
{{Hauptartikel|Windpark Werder/Kessin#Elektrolyse-Speicherkraftwerk|titel1=„Elektrolyse-Speicherkraftwerk“ im Artikel Windpark Werder/Kessin}}
WIND-projekt errichtete im [[Windpark Werder/Kessin]] eine Elektrolyse-Anlage mit 1000&nbsp;kW Leistung, die 2012 in den Testbetrieb ging.
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| [[Frankfurt am Main]]
|style="text-align:right"| 2014
|style="text-align:right"| 320
| Thüga
| Am Standort Frankfurt am Main betrieb die [[Thüga]]-Gruppe von 2014 bis 2017 die erste Power-to-Gas-Demonstrationsanlagen der Welt, die Strom in Wasserstoff umgewandelt und in das kommunale Gasverteilnetz eingespeist hat.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.windbranche.de/news/nachrichten/artikel-34267-power-to-gas-anlage-der-thuega-gruppe-uebertrifft-alle-erwartungen |titel=Power-to-Gas-Anlage der Thüga-Gruppe übertrifft alle Erwartungen |werk=windbranche |datum=2017 |abruf=2018-11-29}}</ref> Über eine Protonen-Austausch-Membran (PEM) wurden pro Stunde 60&nbsp;m³ Wasserstoff erzeugt.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.h2bz-hessen.de/mm/mm001/Pressegrafik_140127_Fakten_Strom_Zu_Gas_Anlage.pdf |titel=Fakten zur Strom zu Gas-Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe |werk=h2bz-hessen.de |format=PDF; 4,5 MB |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20181129225433/https://www.h2bz-hessen.de/mm/mm001/Pressegrafik_140127_Fakten_Strom_Zu_Gas_Anlage.pdf |archiv-datum=2018-11-29 |abruf=2018-11-29}}</ref>
|-
| [[Mainz]]
|style="text-align:right"| 2015
|style="text-align:right"| 3 × 1300
| Mainzer Stadtwerke
| Im [[Energiepark Mainz]] wurde im Juli 2015 ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 6&nbsp;MW in Betrieb genommen, als die bis dato weltgrößte Power-to-Gas-Anlage. Die Anlage besteht aus drei Elektrolyseeinheiten vom Typ Silyzer 200 in PEM-Technologie mit jeweils 1,3 MW im Dauerbetrieb, zeitlich begrenzt bis zu 2 MW je Elektrolyseur. Der produzierte Wasserstoff wird teilweise in das Gasnetz eingespeist<ref>{{Internetquelle |url=https://www.energiepark-mainz.de/artikel-detailseite/article/wasserstoff-vorzeigeprojekt-laeuft-erfolgreich/ |titel=Wasserstoff-Vorzeigeprojekt läuft erfolgreich |werk=energiepark-mainz.de |datum=2016-04-15 |abruf=2020-06-16}}</ref> und teilweise an [[Wasserstofftankstelle]]n ausgeliefert.<ref>[https://www.iwr.de/news/weltgroesste-anlage-startschuss-fuer-gruenen-wasserstoff-aus-mainz-news29175 ''Weltgrößte Anlage: Startschuss für grünen Wasserstoff aus Mainz.''] In: ''[[Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien|iwr.de]]''. 8. Juli 2015, abgerufen am 20. November 2020.</ref>
Das Forschungsprojekt wurde unter anderem vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Beteiligt waren die [[Hochschule RheinMain]] sowie die Unternehmen [[Siemens]], [[Linde AG|Linde]] und die [[Mainzer Stadtwerke]].<ref>[https://www.energiepark-mainz.de/ ''Energiepark Mainz.''] Abgerufen am 17.&nbsp;April 2021.</ref><ref>{{Webarchiv |url=http://www.allgemeine-zeitung.de/region/mainz/meldungen/13158026.htm |text=''Lob für Energieanlage im Wirtschaftspark.'' |wayback=20131121040923}} In: ''[[Allgemeine Zeitung (Mainz)]].'' 8. Juni 2013.</ref> Nach dem Abschluss der Forschungsphase schloss sich ab Mitte 2017 der Probebetrieb und dann der Regelbetrieb an.
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| [[Ibbenbüren]]
|style="text-align:right"| 2015
|style="text-align:right"| 150
| RWE
| Der Energiekonzern RWE hat im August 2015 mit der Einspeisung von mittels Windstrom erzeugtem Wasserstoff in das regionale Gasnetz begonnen. Der Wasserstoff wird mittels [[Elektrolyseur#Saurer oder PEM-Elektrolyseur|PEM-Elektrolyse]] in einer Power-to-Gas-Anlage im Nordrheinwestfälischen [[Ibbenbüren]] gewonnen. Die Anlage hat eine Kapazität von 150 kW und eine Effizienz (Strom zu Wasserstoff) von 86 %.<ref>[https://www.pv-magazine.de/2015/08/17/rwe-startet-power-to-gas-anlage-in-nrw/ ''RWE startet Power-to-Gas-Anlage in NRW.''] In: ''pv-magazine.de'', 18.&nbsp;August 2015, abgerufen am 16.&nbsp;Februar 2021.</ref><ref>{{Internetquelle |autor=Martin Ellerich |url=http://www.wn.de/Muensterland/2083523-Power-to-Gas-Pilotanlage-in-Ibbenbueren-Oeko-Strom-fliesst-ins-Gasnetz |titel=Power-to-Gas-Pilotanlage in Ibbenbüren: Öko-Strom fließt ins Gasnetz |werk=Westfälische Nachrichten online |datum=2015-08-17 |abruf=2017-12-31}}</ref>
|-
| [[Haßfurt]]
|style="text-align:right"| 2016
|style="text-align:right"| 1250
| Green Planet Energy / Städtischen Betrieben Haßfurt
| Die städtischen Betriebe Haßfurt und der bundesweit aktive Ökoenergieanbieter [[Green Planet Energy]] betreiben in Haßfurt eine kommerzielle Windgas-Anlage. Diese speist seit dem 8. September 2016 rund eine Million kWh Wasserstoff pro Jahr in das Gasnetz ein, der mittels überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Dazu wird in der Anlage im Hafengelände am Main ein containergroßer 1,25-Megawatt-PEM-[[Elektrolyseur]] eingesetzt.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.greenpeace-energy.de/presse/artikel/greenpeace-energy-und-stadt-hassfurt-produzieren-erneuerbaren-wasserstoff-fuer-die-energiewende.html? |titel=Neuartiger Windgas-Elektrolyseur startet Testbetrieb: Greenpeace Energy und Stadt Haßfurt produzieren erneuerbaren Wasserstoff für die Energiewende |titelerg=Pressemitteilung |werk=greenpeace-energy.de |datum=2016-09-08 |abruf=2018-01-07}}</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://www.stwhas.de/stadtwerk/projekte/power-to-gas/ |titel=Power-to-Gas-Anlage |werk=stwhas.de |hrsg=Stadtwerk Haßfurt |abruf=2019-11-30}}</ref> Um das Gas mit dem überschüssigen Windstrom möglichst wirtschaftlich erzeugen zu können, ist die Anlage in das [[Virtuelles Kraftwerk|virtuelle Kraftwerk]] des Kölner Energieunternehmens Next Kraftwerke eingebunden.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.greenpeace-energy.de/presse/artikel/neuartiger-windgas-elektrolyseur-von-greenpeace-energy-und-stadt-hassfurt-nimmt-offiziell-betrieb-au.html |titel=Neuartiger Windgas-Elektrolyseur von Greenpeace Energy und Stadt Haßfurt nimmt offiziell Betrieb auf – Greenpeace Energy |werk=www.greenpeace-energy.de |abruf=2017-01-06}}</ref> Dieses schaltet über eine Fernwirkeinheit den [[PEM-Elektrolyseur]] nur dann ein, wenn der Strombörsenpreis besonders niedrig ist – beispielsweise bei stürmischen Wetterlagen wie Anfang 2017.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.next-kraftwerke.de/energie-blog/ueberschuessige-windenergie-power-to-gas |titel=Überschüssige Windenergie sinnvoll nutzen – Sturm wird Gas |werk=www.next-kraftwerke.de |abruf=2017-01-06}}</ref>
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| [[Lampoldshausen]]
|style="text-align:right"| ?
|style="text-align:right"| 1000
| [[Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt]]
| 2016 begann das DLR am [[Institut für Raumfahrtantriebe]] mit der Errichtung einer [[Wasserstoff]] produzierenden Power-to-Gas-Anlage zur Erforschung und Entwicklung dieser Speichertechnik im industriellen Maßstab. Neben einem [[Elektrolyseur#Saurer oder PEM-Elektrolyseur|PEM-Elektrolyseur]] mit einer Leistung von 1 MW gehört zu der Anlage auch ein [[Blockheizkraftwerk]], das mit dem produzierten Wasserstoff betrieben werden kann, um das Institut bei geringer Stromerzeugung aus [[Windkraftanlage|Windkraft-]] und [[Photovoltaik]]anlagen vollständig mit Strom und Wärme zu versorgen. Ein Teil des Wasserstoffs soll für die Forschung an Raketentriebwerken am Standort verwendet werden.<ref>Sven Ullrich: [https://www.erneuerbareenergien.de/archiv/dlr-baut-wasserstoffkraftwerk-150-437-96791.html ''DLR baut Wasserstoffkraftwerk.''] In: ''[[Erneuerbare Energien. Das Magazin|erneuerbareenergien.de]]''. 25. Juli 2016, abgerufen am 18. Februar 2020.</ref>
|-
| [[Dresden]]
|style="text-align:right"| 2017
|style="text-align:right"| 15 – 60
| [[#Europäisches Forschungsprojekt HELMETH|HELMETH Projekt]]
| [[Datei:Helmeth PtG Anlage.jpg|mini|HELMETH Power-to-Gas Prototyp]]
Im Rahmen des Europäischen Forschungsprojektes HELMETH wurde ab 2014 an der Entwicklung eines neuartigen Power-to-Gas Konzeptes gearbeitet. Dieses sticht durch die Wasserstoffproduktion mittels druckbetriebener [[Elektrolyseur#Hochtemperatur-Elektrolyseur|Hochtemperaturelektrolyse]] (SOEC) heraus. Die anschließende CO<sub>2</sub>-Methanisierung ist mit einer Siedewasserkühlung versehen und produziert dadurch den für die Elektrolyse benötigten Dampf. Aufgrund der energetischen Verknüpfung beider Module ergibt sich das Potenzial deutlich höhere Wirkungsgrade als bisher zu erreichen. Für den Prototyp wird ein Wirkungsgrad von 76 % mit einer potenziellen Erhöhung auf 80 % im Industriemaßstab angegeben.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.kit.edu/kit/pi_2014_14950.php |titel=Power-to-Gas: Wind und Sonne in Erdgas speichern |titelerg=Presseinformation 044/2014 des Karlsruher Instituts für Technologie |werk=kit.edu |datum=2014-04-10 |abruf=2018-02-07}}</ref> Detailliertere Erläuterungen finden sich in Kapitel [[#Europäisches Forschungsprojekt HELMETH|Europäisches Forschungsprojekt HELMETH]]
|-
| [[Grenzach-Wyhlen]]
|style="text-align:right"| 2018
|style="text-align:right"| 300 – 1000
| [[Energiedienst Holding|EnergieDienst AG]]
| Die Anlage wurde darauf ausgelegt, die Wirtschaftlichkeit der Power-to-Gas-Technologie zu demonstrieren. Da der Strom für die Wasserstofferzeugung von einem benachbarten Wasserkraftwerk am Rhein bezogen wird, entfallen Netzentgelte und die EEG-Umlage. Außerdem erlaubt die Nutzung von Wasserkraft mehr Volllaststunden als Wind- oder Sonnenenergie.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.iwr.de/news.php?id=35613 |titel=Einweihung von Power-to-Gas-Leuchtturmprojekt am Hochrhein |werk=iwr.de |datum=2018-11-16 |abruf=2018-11-30}}</ref>
|-
| [[Sonneberg]]
|style="text-align:right"| 2018
|style="text-align:right"|
| Wasserwerke Sonneberg
| Zum Aufbau einer regionalen Wasserstoffwirtschaft wird im [[Sonneberg#21. Jahrhundert|Klärwerk Sonneberg-Heubisch]] ein Druckelektrolyseur zur Erzeugung von Wasserstoff aus regenerativen Energien eingesetzt. Der modulare Aufbau des alkalischen Druckelektrolyseurs mit Modulen im Leistungsbereich von 75&nbsp;kW eignet sich zum dezentralen dynamischen Einsatz im Zusammenhang mit fluktuierenden erneuerbaren Energien.<ref>{{Internetquelle |url=https://localhy.de/#technik |titel=Technik |werk=localhy.de |abruf=2021-07-28}}</ref>
|-
| [[Bosbüll]], [[Langenhorn (Nordfriesland)|Langenhorn]], [[Reußenköge]], [[Dörpum]]
|style="text-align:right"| 2020/2021
|style="text-align:right"| 1125
|
| Das Projekt eFarm{{Anker|eFarm}} der GP JOULE GmbH schuf eine modular erweiterbare Wasserstoff-Infrastruktur im Kreis Nordfriesland (Schleswig-Holstein). Wasserstoff aus fünf PEM-Elektrolyseuren (je 225&nbsp;kW) in der Nähe regionaler Windkraftanlagen wird in mobilen Speichercontainern per LKW zu zwei öffentlichen H<sub>2</sub>-Tankstellen in Husum und Niebüll transportiert. Teil des Projekts war auch die Anschaffung zweier Wasserstoff-Linienbusse für den öffentlichen Nahverkehr, die seit Mai 2021 im Einsatz sind.<ref>{{Internetquelle |autor=André Steinau |url=https://www.erneuerbareenergien.de/die-wasserstoff-gesellschaft |titel=Die Wasserstoff-Gesellschaft |werk=erneuerbareenergien.de |datum=2020-10-21 |abruf=2021-02-28}}</ref>
Täglich können 500 kg Wasserstoff produziert und über die Tankstellen abgegeben werden. Ende 2021 sind im Kreis Nordfriesland etwa 100 Brennstoffzellen-PKW im Einsatz (fast 10 % des Bestandes dieser Fahrzeuge in ganz Deutschland).<ref>{{YouTube |id=mX24-1TGNFE |titel=eFarm: Regionaler grüner Wasserstoff für die Wasserstoffmobilität – Steinau (GP Joule) |abruf=2022-05-23 |uploader=NOW GmbH |upload=2021-11-15}}</ref>
|-
| [[Haurup]]
|style="text-align:right"| 2021
|style="text-align:right"| 1000
| [[Green Planet Energy|Green Planet Energy eG]]
| Die neu entwickelte [[Elektrolyseur#Saurer oder PEM-Elektrolyseur|PEM-Anlage]] mit einem Megawatt erzeugt seit 2021 aus überschüssigem Windstrom jährlich bis zu drei Millionen Kilowattstunden Wasserstoff und speist diese ins Gasnetz.<ref>{{Internetquelle |url=https://green-planet-energy.de/news-politik/publikationen/pressebereich/artikel/neuer-windgas-elektrolyseur-in-haurup-nimmt-regelbetrieb-auf.html |titel=Neuer Windgas-Elektrolyseur in Haurup nimmt Regelbetrieb auf |titelerg=Pressemitteilung von Greenpeace Energy |datum=2021-04-19 |abruf=2023-02-16}}</ref>
|-
| [[Wunsiedel]]
|style="text-align:right"| 2021/22
|style="text-align:right"| 8750
| WUN H2 GmbH
| Zur Versorgung der Region Nordbayern mit ausschließlich aus erneuerbaren Energien erzeugtem Wasserstoff wurde im Energie-Park in Wunsiedel eine Anlage mit einer Leistung von 8,75 Megawatt errichtet mit einer jährlichen Erzeugung von bis zu 1.350 Tonnen Wasserstoff. Die Inbetriebnahme fand am 14. September 2022 statt.<ref>{{Internetquelle |autor=Ralph Diermann |url=https://www.pv-magazine.de/2022/09/15/siemens-nimmt-875-megawatt-elektrolyseur-in-oberfranken-in-betrieb/ |titel=Siemens nimmt 8,75-Megawatt-Elektrolyseur in Oberfranken in Betrieb |werk=pv-magazine.de |datum=2022-09-15 |abruf=2022-09-26}}</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://bmdv.bund.de/SharedDocs/DE/Pressemitteilungen/2022/069-wissing-foerderung-gruener-wasserstoff-wunsiedel-pfeffenhausen.html |titel=BMDV fördert Produktion von grünem Wasserstoff in Wunsiedel und Pfeffenhausen |titelerg=Pressemitteilung des Bundesministeriums für Digitales und Verkehr |werk=bmdv.bund.de |datum=2022-09-15 |abruf=2022-10-04}}</ref>
|}

=== Geplante Anlagen und weitere Projekte ===
==== Europäisches Forschungsprojekt HELMETH ====
Im April 2014 wurde das von der EU geförderte und vom [[Karlsruher Institut für Technologie]] (KIT) koordinierte<ref>{{Internetquelle |url=http://vbt.ebi.kit.edu/index.pl/Haupt_Menu_Forschung_M13/forschungsprojekte#HELMETH |titel=Engler-Bunte-Institut Bereich Verbrennungstechnik – Projekt HELMETH |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20141207145459/http://vbt.ebi.kit.edu/index.pl/Haupt_Menu_Forschung_M13/forschungsprojekte#HELMETH |archiv-datum=2014-12-07 |abruf=2014-10-31}}</ref> Forschungsprojekt HELMETH<ref>{{Internetquelle |url=http://www.helmeth.eu/ |titel=Projekthomepage – HELMETH |abruf=2014-10-31}}</ref> (Integrated '''H'''igh-Temperature '''EL'''ectrolysis and '''METH'''anation for Effective Power to Gas Conversion) gestartet.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.kit.edu/kit/pi_2014_14950.php |titel=Karlsruher Institut für Technologie – Presseinformation 044/2014 |abruf=2014-10-31}}</ref> Beteiligt sind neben dem KIT: [[Politecnico di Torino]] (POLITO), European Research Institute of Catalysis (ERIC), EthosEnergy Italia (EEI), [[Nationale Technische Universität Athen]] (NTUA) und der [[Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches|Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches]] (DVGW).
Das Ziel des EU-Projekts ist, die Machbarkeit eines hocheffizienten Power-to-Gas-Prozesses mit thermischer Integration von [[Elektrolyseur#Hochtemperatur-Elektrolyseur|Hochtemperaturelektrolyse]] ([[SOEC]]) und CO<sub>2</sub>-Methanisierung zu demonstrieren.
Durch die thermische Integration von exothermer Methanisierung und Verdampfung für die Wasserdampfelektrolyse sind Wirkungsgrade von über 85 % (Brennwert des erzeugten Methans bezogen auf die eingesetzte elektrische Energie) theoretisch möglich.
Das Projekt wurde Ende 2017 abgeschlossen und erreichte einen Wirkungsgrad von 76 % für den Prototyp mit einem angegebenen Potenzial von 80 % für Anlagen im industriellen Maßstab.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.kit.edu/kit/pi_2018_009_power-to-gas-mit-hohem-wirkungsgrad.php |titel=Power-to-Gas mit hohem Wirkungsgrad |titelerg=Presseinformation 009/2018 |werk=kit.edu |datum=2018-02-05 |abruf=2018-02-07}}</ref> Die Betriebsbedingungen der CO<sub>2</sub>-Methanisierung sind ein Gasdruck von 10 – 30 bar, eine [[Synthetic Natural Gas|SNG]] Produktion von 1 – 5,4&nbsp;m<sup>3</sup>/h (NTP) und ein [[Stöchiometrie|Eduktumsatz]], der SNG mit H<sub>2</sub> < 2 vol.-% bzw. CH<sub>4</sub> > 97 vol.-% erzeugt.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.helmeth.eu/ |titel=Projekthomepage – HELMETH |abruf=2018-02-06}}</ref> Damit wäre das erzeugte Erdgassubstitut in das gesamte deutsche Erdgasnetz ohne Einschränkungen einspeisefähig.<ref>{{Literatur |Hrsg=DIN-Normenausschuss Gastechnik |Titel=DIN EN 16723-2:2017-10 |Datum=2017-10 |DOI=10.31030/2598396}}</ref> Als Kühlmedium für die exotherme Reaktion wird siedendes Wasser bei bis zu 300 °C benutzt, was einem [[Wasserdampf]]druck von rund 87 bar entspricht. Die SOEC arbeitet mit einem Druck von bis zu 15 bar, Dampfumsätzen von bis zu 90 % und erzeugt aus 3,37 [[Wattstunde|kWh]] Strom einen [[Normvolumen|Normkubikmeter]] Wasserstoff als Ausgangsstoff für die Methanisierung.

==== Europäisches Forschungsprojekt STORE&GO ====
Der technologische Reifegrad von Power-to-Gas für den Alltagsbetrieb wird im von der [[Europäische Union|Europäischen Union]] geförderten Forschungsvorhaben STORE&GO geprüft.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.dvgw.de/medien/dvgw/verein/aktuelles/presse/pi-dvgw-eu-foerderung-store17-12-2015.pdf |titel=DVGW koordiniert EU-Forschungsvorhaben zur Rolle des Gasnetzes als Speicher erneuerbarer Energien – EU fördert Forschungsprojekt STORE&nbsp;&&nbsp;GO mit 18&nbsp;Millionen Euro |titelerg=Presseinformation |werk=[[Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches|dvgw.de]] |datum=2015 |format=PDF; 369 kB |abruf=2020-11-10}}</ref> Dafür werden an drei europäischen Standorten drei unterschiedliche Methanisierungskonzepte aufgebaut und betrieben ([[Falkenhagen (Pritzwalk)|Falkenhagen]]/[[Deutschland]], [[Solothurn]]/[[Schweiz]], [[Troia (Apulien)|Troia]]/[[Italien]]). Die eingesetzten Technologien umfassen biologische und chemische [[Methanisierung]] sowie die Gewinnung von [[Kohlenstoffdioxid|CO<sub>2</sub>]] direkt aus der Atmosphäre. Das erzeugte Methan wird direkt in bestehende Gasnetze eingespeist oder verflüssigt zu Bio-[[Flüssigerdgas|LNG]], je nach Standort. Übergeordnetes Ziel ist es, die eingesetzten Technologien und mögliche Anwendungen unter technischen, wirtschaftlichen<ref>{{Internetquelle |url=https://www.energieinstitut-linz.at/v2/portfolio-item/store-and-go/ |titel=Store&Go, Innovative large-scale energy STORagE technologies AND Power-to-Gas concepts after Optimisation |abruf=2017-02-28}}</ref> und regulatorischen<ref>{{Internetquelle |url=https://www.rug.nl/rechten/recht-en-samenleving/projecten/het-juridische-effect-van-innovatieve-energieconversie-en-_opslag |titel={{lang|nl|Het juridische effect van innovatieve energieconversie en –opslag}} |werk=[[Reichsuniversität Groningen|rug.nl]] |datum=2019-09-24 |sprache=nl |abruf=2020-08-24}}</ref>  Aspekten zu bewerten. So wollen die 27 Projektpartner seit März 2016 für eine Dauer von vier Jahren nicht nur die Technologie, sondern auch konkrete künftige Einsatzszenarien und Geschäftsmodelle untersuchen. Das Projekt wird durch das Forschungsprogramm „[[Horizont 2020|Horizon 2020]]“ der EU mit 18 Mio. € sowie durch die Schweizer Regierung mit 6 Mio. € gefördert. Die industriellen Projektpartner steuern weitere 4 Mio. € bei.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.storeandgo.info/ |titel=Project homepage – STORE&GO |abruf=2017-02-28}}</ref> Der Koordinator des Projekts ist die Forschungsstelle des [[Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches#Forschung und Entwicklung|Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches]] (DVGW)<ref>{{Internetquelle |url=https://www.dvgw-ebi.de/download/Press_Release_Store-Go-Kick-Off_16-03-16.pdf |titel=Deutscher Verein des Gas und Wasserfaches e.&nbsp;V.: Press release – Innovative 28 million E project STORE&GO started to show large scale energy storage by Power-to-Gas is already possible today |format=PDF |abruf=2017-02-28}}</ref> am [[Karlsruher Institut für Technologie]] (KIT).

==== Weitere Planungen für Power-to-Gas-Anlagen ====
Im Oktober 2018 wurde bekannt, dass ein Konsortium bestehend aus [[Tennet TSO|Tennet]], [[Gasunie]] und [[Thyssengas]] schrittweise eine Power-to-Gas-Anlage mit 100 MW Leistung im Norden Niedersachsens aufbauen will. Als Standort der Anlage waren [[Weener]] und [[Wiefelstede]] im Gespräch. Im Rahmen einer Machbarkeitsstudie wurde Ostfriesland ([[Diele (Weener)|Diele]], Landkreis Leer) als geeigneter Standort für den Elektrolyseur identifiziert.<ref name="PG01">{{Internetquelle |autor=Jens Schopp |url=https://www.nwzonline.de/plus/conneforde-pilotanlage-entsteht-in-diele-conneforde-geht-leer-aus_a_50,7,172627617.html |titel=Conneforde geht leer aus |titelerg=Pilotanlage Entsteht In Diele |werk=www.nwzonline.de |hrsg=Nordwest-Zeitung Verlagsgesellschaft mbH & Co. KG |datum=2020-01-20 |abruf=2024-05-23}}</ref><ref name="PG02">{{Internetquelle |autor=Andreas Lohse |url=https://power-to-x.de/ewe-baut-in-emden-elektrolyseanlage-mit-einer-leistung-von-320-megawatt/ |titel=EWE baut in Emden Elektrolyseanlage mit einer Leistung von 320 Megawatt |titelerg=Wasserstoff Deutschland |werk=power-to-x.de |hrsg=Power-to-x GmbH |datum=2021-11-05 |abruf=2024-05-23}}</ref> Geplant war, dass 2022 ein erstes Modul in Betrieb begehen soll, anschließend alle zwei Jahre ein weiteres. Im Jahr 2028 sollte die Anlage komplettiert sein. Die Kosten wurden auf einen niedrigen dreistelligen Millionenbetrag beziffert.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.zeit.de/news/2018-10/16/oekostrom-soll-zu-gas-werden-100-mw-anlage-geplant-181016-99-390515 |titel=Ökostrom soll zu Gas werden: 100-MW-Anlage geplant |werk=[[Die Zeit|zeit.de]] |datum=2018-10-16 |abruf=2018-10-18}}</ref> Gemeinsames Ziel in Zusammenarbeit mit einem weiteren Konsortium ist es, die niedersächsische Küstenregion bis zum Jahr 2026 zu einem „ersten europäischen Wasserstoffcluster“ zu entwickeln.<ref name="PG02" />

Weitere Anwenderin der Power-to-Gas-Technologie ist die Firma Sunfire.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.sunfire.de/de/ |titel=Sunfire – Anwendungen: Wasserstoff/Synthesegas |abruf=2018-07-11}}</ref>

Laut Manager Magazin interessieren sich auch [[Enercon]] und einige [[Stadtwerke]] für die Power-to-Gas-Technologie. Als Argument dafür, dass sich inzwischen auch Gasversorger für die Technik interessieren, wird unter anderem der rückgängige Gasbedarf zum Heizen auf Grund verbesserter Isolierung von Gebäuden angeführt.<ref name="Manager" />

== Anlagen außerhalb Deutschlands ==
=== Underground Sun Storage in Pilsbach, Österreich ===
In Österreich wurde 2014 ein Forschungsprojekt in Angriff genommen, bei dem mittels Power-to-Gas-Technologie erzeugtes Methangas direkt in einen unterirdischen Porengasspeicher eingebracht, sowie eine Beimischung von bis zu 10 % Wasserstoffgas erprobt wurde. Erfolgreich abgeschlossen wurde das Forschungsprojekt im Jahr 2016.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.underground-sun-storage.at/fileadmin/bilder/SUNSTORAGE/Publikationen/UndergroundSunStorage_Publizierbarer_Endbericht_3.1_web.pdf |titel=Underground Sun Storage: Publizierbarer Endbericht |werk=underground-sun-storage.at |datum=2017-10-31 |format=PDF; 2,3 MB |abruf=2018-02-22}}</ref> Als Nachfolgeprojekt wurde im März 2017 ''Underground sun conversion'' gestartet. Dabei möchte man aus Power-to-Gas erzeugtem Wasserstoff und CO<sub>2</sub>, sowie einem mikrobiologischen Prozess Erdgas direkt unterirdisch erzeugen und speichern.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.underground-sun-conversion.at/das-projekt/kurzbeschreibung.html |titel=Kurzbeschreibung |werk=underground-sun-conversion.at |offline=1 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20171107020700/http://www.underground-sun-conversion.at/das-projekt/kurzbeschreibung.html |archiv-datum=2017-11-07 |abruf=2018-02-21}}</ref>

=== Versorgung von Utsira in Norwegen ===
{{Hauptartikel|Utsira#Stromversorgung|titel1=„Stromversorgung“ im Artikel Utsira}}

Von 2004 bis 2008 wurden zehn Haushalte der norwegischen Insel [[Utsira]] von Windkraftanlagen sowie einem Speichersystem bestehend aus Elektrolyseur, Druckspeicher, Brennstoffzelle und Wasserstoffturbine mit Strom versorgt.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.newenergysystems.no/files/H2_Utsira.pdf |titel=Utsira Wind Power and Hydrogen Plant |werk=newenergysystems.no |datum=2011-03 |format=PDF; 547 kB |sprache=en |abruf=2019-10-25}}</ref>

=== Anlagen in Dänemark ===
Die [[Universität Aarhus]], das [[Elektrizitätswerk der Stadt Zürich]] (ewz), [[Erdgas Zürich]], weitere dänische, sowie deutsche Akteure engagieren sich für eine Demonstrationsanlage im dänischen [[Foulum]].<ref>{{Internetquelle |url=http://www.aewon.ch/index.php?id=2417 |titel=Wenn Erdgas-Autos Windstrom tanken |werk=AEW on! Das Onlinemagazin der AEW Energie AG |offline=1 |archiv-url=https://archive.is/2013.07.16-220800/http://www.aewon.ch/index.php?id=2417 |archiv-datum=2013-07-16 |abruf=2013-07-15}}</ref>

Im Jahr 2018 wurde in [[Hobro]] eine der modernsten Wasserstoffanlagen Europas eröffnet, die 2020 nach einer Pilotphase den regulären Betrieb aufnahm.<ref>{{Internetquelle |url=https://hydrogennews.airliquide.com/air-liquide-continue-operating-hybalance-after-low-carbon-hydrogen-production-facility-has |titel=Air Liquide to continue operating HyBalance after the low-carbon hydrogen production facility has successfully completed its pilot phase {{!}} Hydrogen Newsfeed |sprache=en |abruf=2023-03-07}}</ref> Hier wird bei der Elektrolyse das „Proton Exchange-Membrane“-Verfahren verwendet. Die Anlage kann innerhalb von Sekunden angefahren werden. Am dänischen „HyBalance“-Projekt sind sechs verschiedene Unternehmen beteiligt (u.&nbsp;a. [[Air Liquide]]), die auf Power-to-Gas basierende Geschäftsmodelle entwickeln wollen.<ref>Klaus Decken: ''In Dänemark entsteht die größte Windgas-Anlage Europas.'' [https://energyload.eu/stromspeicher/power-to-gas/groesste-windgas-anlage-europas-daenemark/ energyload.eu], 21. Mai 2016.</ref>
=== GRHYD-Demonstrationsprojekt in Dunkerque, Frankreich ===
Ein unter anderem aus [[Engie]] und [[Areva]] bestehendes Industriekonsortium betrieb in [[Dunkerque]] von 2018 bis 2020 eine Pilotanlage mit einem Elektrolyseur und Beimischung des erzeugten Wasserstoffs in das lokale Gasverteilnetz.<ref>{{Internetquelle |autor=Isabelle Alliat |url=https://www.dbi-gruppe.de/wp-content/uploads/2023/08/HIPS-NET-WS-2021_ENGIE_GRHYD_Alliat.pdf |titel=GRHYD: a successfull demonstration for the new gas H2NG |datum=2021-06-17 |sprache=en |abruf=2024-11-11}}</ref>

=== Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil, Schweiz ===
Die [[Regio Energie Solothurn]] betrieb von Mai 2019 bis Anfang 2020 in [[Zuchwil]] ([[Kanton Solothurn]]) zu Versuchszwecken ein „Hybridwerk“, das Strom-, Gas- und Wärmenetze miteinander verband.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.regioenergie.ch/de/medienmitteilung/nach-erfolgreichem-pilotbetrieb-wird-power-to-gas-technologie-von-der-eu-gefoerdert/ |titel=Nach erfolgreichem Pilotbetrieb wird Power-to-Gas-Technologie von der EU gefördert |hrsg=Regio Energy Solothurn |datum=2020-08-20 |abruf=2024-11-11}}</ref> Die Anlage war Teil des gesamteuropäischen Forschungsprojektes ''STORE&GO'' und besaß folgende technische Komponenten:<ref>Peter Warthmann: ''Von der Vision zur Anlage: Hybridwerk Aarmatt ist in Betrieb.'' In: ''HK-Gebäudetechnik.'' 9/15, S. 35–37. ({{Toter Link |url=https://www.hk-gebaeudetechnik.ch/fileadmin/__megatech_migration__/RTE/15_HK-Geb%25C3%25A4udetechnik_9-15_EWS_S35-37_RES-Hybridwerk_Aarmatt_PW_v99.pdf |date=2020-06}}, abgerufen am 8. November 2019)</ref>

# Ein 6-MW-Gas-Heizkessel (Wirkungsgrad 92 %), der in Not- und Spitzenlastsituationen Wärme direkt ins [[Fernwärme]]netz leitete.
# Das Blockheizkraftwerk (Elektrische Leistung 1,2&nbsp;MW, Wärmeleistung 1,2&nbsp;MW) bestand aus einem Zwölfzylinder-Gasmotor und einem daran angekoppelten Generator; der Nutzungsgrad lag bei 90 % (44 % elektrisch / 46 %  thermisch). Die Wärme konnte ins Fernwärmenetz der Regio Energie Solothurn gespeist werden und der Strom konnte flexibel genutzt werden.
# Der Elektrolyseur (Aufnahmeleistung: 2 × 175&nbsp;kWel) spaltete mittels Protonen-Austausch-Membran den Wasserstoff ab (Output  Wasserstoff: 60&nbsp;Nm3/h, Wirkungsgrad 50–60 %) und speicherte diesen in Druck-Zylindern. Verwendet wurde dazu überschüssiger Strom aus erneuerbarer Energie.
# Der Wasserstoffspeicher (Nutzvolumen ca. 7,5&nbsp;m³, Betriebsdruck bis 200&nbsp;bar, max. 1500&nbsp;Nm3 H2 à 3,5&nbsp;kWh/Nm3 = 5,3&nbsp;MWh) speicherte und mischte diesen dosiert mit 5 bis 200&nbsp;Nm3/h ins Gasnetz.
# Drei Wärmespeicher à 100&nbsp;m³ (Speicherkapazität 3 ×5,5&nbsp;MWh, Lade- / Entladeleistung 6&nbsp;MW). Diese kamen insbesondere während kalten  Wintertagen als Spitzenbrecher zum Einsatz.
# Ein Bioreaktor-Turm zur Methanisierung.<ref>Dorothee dos Santos: [https://www.euwid-energie.de/power-to-gas-regio-energie-solothurn-weiht-methanisierungs-anlage-ein/ ''Power-to-Gas: Regio Energie Solothurn weiht Methanisierungs-Anlage ein'']. In: ''Euwid neue Energie.'' 18. Januar 2019. Abgerufen am 8. November 2019.</ref>
=== Pilot- und Demonstrationsanlage in Rapperswil, Schweiz ===
Das Institut für Energietechnik an der [[Hochschule für Technik Rapperswil|Hochschule für Technik]] in [[Rapperswil SG|Rapperswil]] ([[Kanton St. Gallen]]) betrieb von 2014 bis 2017 die erste Power-to-Methane-Anlage der Schweiz. Die [[Pilotprojekt|Pilot-]] und Demonstrationsanlage erzeugte mit Energie aus Photovoltaik Methangas aus Wasser und CO<sub>2</sub>, das aus der Umgebungsluft gewonnen wurde. Sie erreichte einen Wirkungsgrad von 35 %. Das erzeugte Methan konnte an einer integrierten Tankstelle direkt in geeignete Fahrzeuge verfüllt werden. Zudem war die Anlage an das lokale Erdgasnetz angeschlossen.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.iet.hsr.ch/Demonstrationsanlage-Power-to.13510.0.html |titel=I. Power-to-Methane Demonstrationsanlage der Schweiz |werk=iet.hsr.ch |abruf=2018-07-05}}</ref>

=== Power-to-Gas-Anlage in Dietikon, Schweiz ===
Im Jahr 2022 wurde in [[Dietikon]] ([[Kanton Zürich]]) die erste Power-to-Gas-Anlage der Schweiz in Betrieb genommen.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.srf.ch/news/schweiz/unabhaengig-von-gas-diese-zuercher-anlage-schafft-eine-alternative-zu-russischem-gas |titel=Unabhängig von Gas – Diese Zürcher Anlage schafft eine Alternative zu russischem Gas |werk=srf.ch |datum=2022-04-29 |abruf=2022-10-03}}</ref>

=== Pinker Wasserstoff aus Oskarshamn, Schweden ===
Der Betreiber des [[Kernkraftwerk Oskarshamn|Kernkraftwerks Oskarshamn]] verkündete Anfang 2022 den Vertrieb von Überschüssen des in der Anlage produzierten [[Pinker Wasserstoff|pinken Wasserstoffs]]. Abnehmer sind der Industriegasanbieter [[Linde plc|Linde]] und Hynion, ein Betreiber von Wasserstofftankstellen.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.world-nuclear-news.org/Articles/OKG-signs-hydrogen-supply-contract |titel=OKG signs hydrogen supply contract |werk=World Nuclear News |datum=2022-01-20 |sprache=en |abruf=2024-11-11}}</ref><ref>{{Internetquelle |autor=Tracey Honney |url=https://www.neimagazine.com/hydrogen/okg-and-hynion-sign-contract-for-hydrogen-supply-11773285/ |titel=OKG and Hynion sign contract for hydrogen supply |werk=Nuclear Engineering International |datum=2024-05-15 |sprache=en-US |abruf=2024-11-11}}</ref>

=== HyDeal Ambition ===
Unter dem Namen ''HyDeal Ambition'' planen 30 europäische Akteure den Aufbau einer integrierten Wertschöpfungskette, um grünen Wasserstoff zum Preis fossiler Brennstoffe anzubieten. Die Produktion soll 2022 auf der iberischen Halbinsel beginnen. Bis 2030 sollen eine Elektrolysekapazität von 67 GW aufgebaut und damit jährlich 3,6 Millionen Tonnen grüner Wasserstoff zum Preis von 1,50 €/kg geliefert werden.<ref>{{Internetquelle |url=https://oge.net/de/pressemitteilungen/2021/hydeal-ambition-europaweit-gruener-wasserstoff-zum-preis-fossiler-brennstoffe |titel=Europaweit grüner Wasserstoff zum Preis fossiler Brennstoffe |titelerg=Pressemitteilung |hrsg=HyDeal Ambition |datum=2021-02-10 |abruf=2021-02-14}}</ref>

=== Europäisches Forschungsprojekt H2FUTURE ===
Im November 2019 ging die bis dahin weltweit größte Pilotanlage zur Erzeugung von [[Grüner Wasserstoff|grünem Wasserstoff]] am Produktionsstandort des österreichischen Stahlherstellers [[Voestalpine]] in [[Linz]] in Betrieb. Der von [[Siemens]] erbaute und installierte Silyzer 300, ein PEM-Elektrolyseur mit einer Anschlussleistung von 6&nbsp;MW, wurde darauf ausgelegt, mit ausschließlich aus erneuerbaren Energien gewonnenem Strom 1200 Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde zu produzieren. Das Projekt wurde von der Europäischen Union gefördert und von der [[Verbund AG]] koordiniert wird. Im geplanten Projektzeitraum von 2019 bis 2021 wurden über 500&nbsp;Tonnen grüner Wasserstoff erzeugt.<ref name="energate-messenger-219557">{{Internetquelle |autor=Peter Martens |url=https://www.energate-messenger.de/news/219557/voestalpine-h2future-soll-weiterlaufen |titel=Voestalpine: H2Future soll weiterlaufen |werk=energate-messenger.de |datum=2022-01-26 |abruf=2024-02-28}}</ref>

Zielsetzung war es, Perspektiven aufzuzeigen, wie die CO<sub>2</sub>-Emissionen bei der Stahlproduktion vermieden werden können, wenn bei der Reduktion des Erzes zu Roheisen statt Koks Wasserstoff als Reduktionsmittel eingesetzt wird. Die Forschungspartner TNO und K1&nbsp;MET wurden damit beauftragt, die Übertragbarkeit der Projektergebnisse für den großtechnischen Einsatz von Wasserstoff nicht nur in der Stahlindustrie, sondern auch in anderen Industriesektoren, z.&nbsp;B. der chemischen Industrie zu untersuchen. Als weiterer Projektpartner trat der österreichische Netzbetreiber [[Austrian Power Grid]] (APG) in Erscheinung, um das Potential der Wasserstoffanlage zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen und dem möglichen Ausgleich von Schwankungen im Stromnetz zu ermitteln.<ref>[https://www.h2future-project.eu/ h2future-project.eu]</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://www.voestalpine.com/group/de/media/presseaussendungen/2019-11-11-h2future-weltweit-groesste-gruene-wasserstoffpilotanlage-erfolgreich-in-betrieb-gegangen/ |titel=H2FUTURE: Weltweit größte „grüne“ Wasserstoffpilotanlage erfolgreich in Betrieb gegangen |werk=voestalpine.com |datum=2019-11-11 |abruf=2021-05-26}}</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://www.energy-innovation-austria.at/article/h2future/ |titel=H2FUTURE – Grüne Wasserstoff-Pilotanlage im Industriemaßstab |werk=energy-innovation-austria.at |datum=2020 |abruf=2024-02-20}}</ref><ref>{{YouTube |id=0hzZXH_YdEY |titel=H2FUTURE: Weltweit größte „grüne“ Wasserstoffpilotanlage |abruf=2022-08-03 |uploader=voestalpine AG |upload=2019-11-11}}</ref> Nach dem planmäßigen Ende des Projekts im Jahr 2021 und noch während der Evaluierung der Ergebnisse entschied sich die Voestalpine, den Silyzer-300-Elektrolyseurs weiterlaufen zu lassen und leitete Gespräche mit den anderen Teilnehmern ein, um das Forschungsprojekt zu verlängern.<ref name="energate-messenger-219557" />

== Siehe auch ==
* [[Kraftstoff#Alternative Kraftstoffe|Alternative Kraftstoffe]]
* [[XtL-Kraftstoff]] (''X to Liquid'')
* [[Methanolwirtschaft]]

== Literatur ==
* Frank Graf, René Schoof, Markus Zdrallek (Hrsg.): ''Power-to-Gas: Grundlagen – Konzepte – Lösungen.'' Vulkan Verlag, Essen 2021, ISBN 978-3-8356-7445-5.
* [[Michael Sterner]], Ingo Stadler (Hrsg.): ''Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration.'' 2. Auflage. Berlin/ Heidelberg 2017, ISBN 978-3-662-48893-5.
* {{Literatur
   |Autor=Michael Sterner
   |Titel=Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems – Limiting global warming by transforming energy systems
   |TitelErg=Dissertation an der Universität Kassel
   |Reihe=Erneuerbare Energien und Energieeffizienz – Renewable Energies and Energy Efficiency
   |NummerReihe=14
   |Verlag=Kassel University Press
   |Datum=2009
   |ISBN=978-3-89958-798-2
   |Kapitel=Kapitel 4: ''Renewable Power Methane – solution for renewable power integration and energy storage''
   |Seiten=104–126
   |Sprache=en
   |DOI=10.17170/kobra-202210176997
   |URN=nbn:de:0002-7998}}
* Gerda Gahleitner: ''Hydrogen from renewable electricity: An international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications.'' In: ''[[International Journal of Hydrogen Energy]].'' 38, Nr. 5, 2013, S. 2039–2061, [[doi:10.1016/j.ijhydene.2012.12.010]].
* Alberto Varone, Michele Ferrari: ''Power to liquid and power to gas: An option for the German Energiewende.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]].'' Band 45, 2015, S. 207–218, [[doi:10.1016/j.rser.2015.01.049]].
* Manuel Götz, Jonathan Lefebvre, Friedemann Mörs, Amy McDaniel Koch, Frank Graf, Siegfried Bajohr, Rainer Reimert, Thomas Kolb: ''Renewable Power-to-Gas: A technological and economic review.'' In: ''[[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]].'' Band 85, 2016, S. 1371–1390, [[doi:10.1016/j.renene.2015.07.066]].

== Weblinks ==
{{Commonscat|Power to gas|Power-to-Gas|audio=0|video=0}}
* [https://www.powertogas.info/ Strategieplattform Power to Gas]
* [[Deutsche Energie-Agentur]] (Hrsg.): [https://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Publikationen/Energiesysteme/Dokumente/131231_dena_Broschuere_Fakten_PowertoGas.pdf Fachbroschüre: Power to Gas. Eine innovative Systemlösung auf dem Weg zur Marktreife.] (PDF; 2,6&nbsp;MB, 13 S.) Stand: Dezember 2013
* [[Deutsche Energie-Agentur]] (Hrsg.): [https://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Nachrichten/2013/Eckpunktepapier_Strategieplattform_Power_to_Gas.pdf Eckpunktepapier der Strategieplattform Power to Gas. Der Beitrag von Power to Gas zur Erreichung der energiepolitischen Zielstellungen im Kontext der Energiewende.] (PDF; 0,8&nbsp;MB, 6 S.) Berlin, 4. November 2013
* {{Internetquelle |url=https://www.dvgw.de/medien/dvgw/verein/energiewende/bilder/karte-power-to-gas-anlagen.pdf |titel=Wo aus Wind und Sonne grünes Gas wird … Eine Übersicht der Power-to-Gas-Projekte in Deutschland |werk=[[Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches|www.dvgw.de]] |datum=2019-04-11 |format=PDF; 1,0&nbsp;MB<!-- ://web.archive.org/web/20201206160341/://www.dvgw.de/medien/dvgw/verein/energiewende/bilder/karte-power-to-gas-anlagen.pdf --> |abruf=2020-12-06 |abruf-verborgen=1}}

== Einzelnachweise ==
<references responsive />

{{Navigationsleiste Power-to-X}}

{{Normdaten|TYP=s|GND=1047563150}}

[[Kategorie:Erneuerbare Energien]]
[[Kategorie:Brenngas]]
[[Kategorie:Erdgaswirtschaft]]
[[Kategorie:Energiespeichertechnik]]
[[Kategorie:Chemisch-technisches Verfahren]]