Wasserstoff im Gasnetz und Biomethan: Beimischung, Grenzwerte und Folgen für die Abnehmer

Die Beimischung von Wasserstoff zum Gasnetz (Blending) wird als Möglichkeit zur Nutzung überschüssiger erneuerbarer Energie erwogen, hat jedoch eine begrenzte klimatische und technische Wirkung. Wasserstoff enthält je Kubikmeter etwa dreimal weniger Energie als Methan (ca. 3 kWh/m³ gegenüber ca. 10 kWh/m³), sodass ein Gemisch mit 20% Wasserstoff im Volumen eine um etwa 14% geringere Energiedichte hat und die Energie aus Wasserstoff darin nur etwa 7% ausmacht. Die Reduktion der CO₂-Emissionen liegt daher im Bereich weniger Prozent, während die Folgen für Geräte und Messungen erheblich sein können. Biomethan ist in dieser Hinsicht einfacher, da es dem Erdgas ähnliche Eigenschaften hat und keine Änderungen an der Infrastruktur erfordert.

Berechnung für 20% H₂ (im Volumen)

Annahmen: Netzgas ≈ reines Methan mit 9,97 kWh/m³ (Heizwert), Wasserstoff mit 3,0 kWh/m³.

• Energie des Gemisches: 0,8 × 9,97 + 0,2 × 3,0 = 7,98 + 0,60 = 8,58 kWh/m³ (Rückgang um ca. 14%).
• Energieanteil des Wasserstoffs: 0,60/8,58 ≈ 7%.
• Um dieselbe Energie zu liefern, muss ein um ca. 16% größeres Volumen gefördert werden (9,97/8,58 ≈ 1,16).
• Reduktion der CO₂-Emissionen bei der Verbrennung: ca. 7% (unter der Annahme, dass Wasserstoff bei der Verbrennung kein CO₂ emittiert).

Bei 10% Wasserstoff im Volumen beträgt der Energieanteil ca. 3,5%. Das weist auf einen geringen klimatischen Nutzen im Verhältnis zum Ausmaß der Änderungen hin.

Technische Folgen

1. Wobbe-Index und Brennwert. Die Verbrennungsparameter ändern sich; auf Erdgas ausgelegte Haushalts- und Industriegeräte können eine Einstellung erfordern.
2. Abrechnungsmessung. Gaszähler und Chromatografen müssen an die neue Zusammensetzung angepasst werden; Unterschiede im Brennwert erschweren die Abrechnung.
3. Werkstoffe. Wasserstoff kann bei manchen Stählen Wasserstoffversprödung verursachen, vor allem in Hochdrucknetzen; die Grenzwerte hängen von Werkstoff, Druck und Alter der Infrastruktur ab.
4. Gasspeicher und Verdichter. Die Betriebsparameter ändern sich; Wasserstoff erfordert andere Dichtungen.
5. Industrie. Manche Prozesse (z. B. Glasherstellung, Chemie) reagieren empfindlich auf die Gaszusammensetzung.
6. CNG-Fahrzeuge. Motoren und Flaschen haben Beschränkungen hinsichtlich des Wasserstoffgehalts, oft sehr niedrige.

Forschungs- und Demonstrationsprojekte in mehreren Ländern (u. a. in Großbritannien, wo Gemische mit bis zu 20% H₂ in abgetrennten Netzen getestet wurden) zeigen, dass höhere Anteile lokal nach Vorbereitung der Geräte möglich sind, die Lösungen sich aber nicht ohne Weiteres auf ganze Netze übertragen lassen.

Regulierung

Im Jahr 2024 hat die EU ein Paket zum Markt für erneuerbare Gase, Erdgas und Wasserstoff verabschiedet (u. a. die Richtlinie (EU) 2024/1788 und die Verordnung (EU) 2024/1789), das die Regeln für den Netzzugang, die Planung der Wasserstoffinfrastruktur und die Behandlung erneuerbarer Gase ordnet. Fragen des zulässigen Wasserstoffanteils im Netz und der Gasqualitätsnormen sind weiterhin Gegenstand von Normungsarbeiten und Abstimmungen der Betreiber. In Polen legen die Betreiber Grenzwerte und Anforderungen auf Grundlage von Vorschriften und Normen fest; die genauen Werte sind beim Betreiber zu überprüfen.

Biomethan als Alternative

Biomethan verändert die Eigenschaften des Gases im Netz nicht, erfordert also weder einen Umbau noch den Austausch von Geräten und senkt zugleich den CO₂-Fußabdruck des Gases. Zum Vergleich: Um eine Emissionsminderung von 7% zu erreichen, genügt es, dass Biomethan mit niedrigem CO₂-Fußabdruck 7–8% der Energie im Netz ausmacht, ohne jegliche Änderungen auf der Abnehmerseite. Wasserstoff hat dagegen Anwendungen, für die Biomethan nicht ausreicht (z. B. chemische Prozesse), doch seine Einspeisung in das gesamte Netz ist eine begrenzte Lösung.

Beispiel: Energiekosten der Beimischung

Ein Elektrolyseur mit 5 MW Leistung, der 4000 h/Jahr läuft, erzeugt ca. 385 t H₂ (20.000 MWh/52 kWh/kg), also ca. 4,3 Mio. m³ H₂ (385.000 kg/0,0899 kg/m³). In einem Netz mit einem Durchfluss von 100 Mio. m³ Gas pro Jahr macht die Einspeisung von 4,3 Mio. m³ Wasserstoff nur ca. 4% des Volumens und ca. 1,3% der Energie aus. Die Rechnung zeigt, dass selbst eine große Anlage nur geringen Einfluss auf die Zusammensetzung des gesamten Netzes hat, aber nahezu dieselben messtechnischen Anpassungen erfordert.

Schlussfolgerungen

1. Die Beimischung von Wasserstoff zum Gas im Netz ist eine ergänzende, keine Hauptlösung.
2. Wasserstoff sollte in Anwendungen gelenkt werden, in denen er den größten Wert bietet.
3. Biomethan ist unmittelbar mit der bestehenden Infrastruktur kompatibel.
4. Jede Entscheidung über die Zulassung von Wasserstoff im Netz erfordert eine Analyse der Werkstoffe, der Abnehmergeräte und der Messungen.

Was gilt für empfindliche Abnehmer

Manche Abnehmer, z. B. Hersteller von Glas oder Keramik, CNG-Tankstellen und Betriebe, die Gas als Rohstoff nutzen, reagieren besonders empfindlich auf Änderungen der Zusammensetzung. Für sie ist der zulässige Wasserstoffanteil mitunter sehr niedrig, und eine lokale Einspeisung würde abgetrennte Netze oder eine Trennung der Stoffströme erfordern. Deshalb werden Überlegungen zur Wasserstoffbeimischung in der Regel durch Pläne zum Bau einer dedizierten Wasserstoffinfrastruktur für die größten Abnehmer ergänzt.

Zusammenfassung

Wasserstoff im Gasnetz ist eine technische und wirtschaftliche Option mit begrenzter Klimawirkung, während Biomethan einen vergleichbaren Nutzen ohne Änderungen an der Infrastruktur bietet.