Das Gas, das schon da ist
Die Energiedebatte hat ein Sichtbarkeitsproblem. Strom ist sichtbar: Windräder drehen sich, Solarflächen glänzen, Kabel hängen. Wärme ist unsichtbar, obwohl sie 50 Prozent des gesamten deutschen Endenergieverbrauchs ausmacht. Und Gas ist das Stiefkind der Diskussion, seit Russland den Hahn abgedreht hat und Wasserstoff als Lösung jeglicher Probleme in alle Strategiepapiere eingetragen wurde.
Beides ist ein Fehler. Die Wärme ist die wichtigere Hälfte der Energiewende. Und Gas, das richtige Gas aus dem richtigen Prozess, könnte das Speicherproblem lösen, das alle anderen Technologien offen lassen.
Was Wasserstoff ist und was er nicht ist
An dieser Stelle muss eine Verwechslung benannt werden, die in europäischen Energiestrategien systematisch gepflegt wird.
Wasserstoff als Importprodukt aus Nordafrika, Australien oder den Golfstaaten ist kein Beitrag zur Energiesouveränität. Es ist die Neuauflage der Russland-Gasabhängigkeit mit anderem Lieferanten, anderem Molekül und denselben geopolitischen Risiken. Wer Importinfrastruktur für Wasserstoff mit Steuermitteln ausbaut, ohne gleichzeitig die heimische Elektrolysekapazität zu skalieren, wählt die falsche Reihenfolge.
Wasserstoff als Speicher von europäischem Überschussstrom ist strukturell etwas anderes. Wenn im Sommer die Solarernte die Nachfrage übersteigt und Strom sonst abgeregelt würde, ist Power-to-Gas der einzige Weg, diese Energie saisonal zu konservieren. Die bestehende deutsche Gasinfrastruktur (Leitungen, Verdichter, unterirdische Kavernenspeicher mit einer Kapazität, die dem mehrfachen des deutschen Monatsverbrauchs entspricht) wartet darauf, mit einem anderen Gas befüllt zu werden. Diese Infrastruktur ist bezahlt. Sie zu nutzen kostet keinen Leitungsneubau, keine neue Genehmigung, keinen neuen Speicherbau.
Das gilt allerdings nur unter einer Prämisse, die in der politischen Debatte selten explizit gemacht wird: Das Gasnetz muss erhalten bleiben. Wer gleichzeitig Power-to-Gas als Speicherstrategie propagiert und den beschleunigten Rückbau der Gasnetzinfrastruktur fordert, löst den Widerspruch nicht auf, sondern verwaltet ihn. Entweder das Netz bleibt als Speicher erhalten, dann lohnt sich die Methanisierung. Oder es wird zurückgebaut, dann entfällt die Speicheroption und muss durch andere Technologien, vor allem Batterien, ersetzt werden. Eine ehrliche Debatte muss diese Prämisse benennen.
Der Wirkungsgrad der Kette entscheidet, ob das Sinn ergibt. Und hier wird es interessant.
Die Physik der Umwandlung
Standardmäßige Elektrolyse wandelt Strom mit einem Wirkungsgrad von etwa 70 Prozent in Wasserstoff um. 30 Prozent gehen als Wärme verloren, bei 60 bis 80 Grad Celsius, nutzbar für Niedertemperaturanwendungen, wenn ein Abnehmer vorhanden ist. Wer diese Abwärme nutzt, kommt auf einen Gesamtnutzungsgrad von 85 bis 90 Prozent bei der reinen Elektrolyse.
Relevant für die Gesamtbewertung ist jedoch die vollständige Kette. Wird der Wasserstoff gespeichert und transportiert, kommen weitere 15 bis 20 Prozent Verlust hinzu. Wer den Wasserstoff dann rückverstromt (über eine Brennstoffzelle mit 55 Prozent Wirkungsgrad oder eine Gas-und-Dampf-Turbine mit 57 Prozent), landet im Best-Case bei einem Rundlauf-Wirkungsgrad von rund einem Drittel. In der Praxis liegt er oft darunter. Das macht Power-to-Power als Kurzzeitspeicher unsinnig: Batterien erreichen 90 Prozent Rundlaufeffizienz.
Als saisonale Speicherung ist der Verlust anders zu bewerten. Es gibt keine Alternative mit vergleichbarer Speicherkapazität. Die Wirtschaftlichkeit hängt dabei entscheidend davon ab, wie die Elektrolyseure betrieben werden: Sie sind teuer in der Anschaffung und müssen möglichst kontinuierlich laufen, damit sie sich rechnen. Das klassische Modell, sie ausschließlich mit Überschussstrom zu betreiben, hat ein strukturelles Problem, da Überschüsse diskontinuierlich anfallen und diskontinuierlicher Betrieb die meisten Elektrolyseure verschleißt.
Gleichzeitig gilt: Wer Elektrolyseure kontinuierlich betreiben will, braucht eine gesicherte Grundlastversorgung mit günstigem Strom, also im Kern dasselbe System, das auch ohne Wasserstoff funktionieren muss. Und wer die Speicherinfrastruktur absichern will, trägt Kosten, die beim einfachen Strombezug nicht anfallen: Anlagen, Wartung, Reservekapazität. Die Umstellung auf grüne Gasspeicherung gibt es nicht zum Nulltarif, und wer Wirtschaftlichkeitsrechnungen präsentiert, die das verschweigen, hat entweder einen Teilprozess optimiert oder einen anderen Steuerzahler vergessen.
Wird der Wasserstoff statt rückverstromt verbrannt (in einem Industriebrenner mit 88 Prozent thermischem Wirkungsgrad), kommen pro 100 kWh eingesetztem Strom rund 62 kWh Prozesswärme an. Für Hochtemperatur-Industrieprozesse, die sich nicht elektrifizieren lassen, ist das ein gangbarer Weg.
Und dann ist da das HELMETH-Prinzip.
Karlsruhe, 2014 bis 2018
Das EU-Projekt HELMETH (Integrated High-Temperature ELectrolysis and METHanation for Effective Power to Gas Conversion) hat zwischen 2014 und 2018 am Karlsruher Institut für Technologie das thermodynamische Prinzip einer integrierten Elektrolyse und Methanisierung untersucht: Was passiert, wenn man beide Prozesse nicht getrennt optimiert, sondern die Abwärme der Methanisierung direkt zur Beheizung des Elektrolyseurs zurückführt?
Der Prozess: Hochtemperatur-Elektrolyse bei rund 800 Grad Celsius zerlegt Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff. Anschließend reagiert der Wasserstoff in der Methanisierung (Sabatier-Reaktion) mit CO2 zu Methan: CO2 + 4 H2 ergibt CH4 + 2 H2O. Diese Reaktion ist exotherm und gibt Wärme bei 300 bis 400 Grad ab, die theoretisch zurückgeführt werden kann.
Standardtechnologie Power-to-Gas: 54 Prozent Wirkungsgrad. HELMETH-Projektziel: 76 Prozent, Erwartungswert Industriemaßstab: über 80 Prozent.
Hier ist Vorsicht angebracht: Die Wärmerückführung als zentrales Element des Systems wurde im Demonstrator nicht vollständig real implementiert, sondern in Teilen berechnet. Die physikalisch erreichbaren Grenzen aus den Bindungsenergien der Moleküle lassen die propagierten 80 Prozent als sehr optimistische Annahme erscheinen. Das Konzept beschreibt einen richtigen thermodynamischen Ansatz, dessen industrielle Realisierbarkeit in den beworbenen Wirkungsgraden noch nicht belegt ist. Sunfire in Dresden baut auf diesen Erkenntnissen auf und arbeitet an kommerziellen SOEC-Anlagen, der Nachweis im Industriemaßstab steht aber aus.
Das CO2, das weggeblasen wird
Die Methanisierung braucht CO2. Woher kommt es souverän, in Menge, ohne neue Infrastruktur?
Biogas besteht zu durchschnittlich 40 Prozent aus CO2. Bei der Aufbereitung zu Biomethan (also der Reinigung auf Erdgasqualität) wird dieses CO2 abgetrennt und heute überwiegend in die Atmosphäre abgeblasen. Pro Aufbereitungsanlage fallen 4.000 bis 8.000 Tonnen CO2 pro Jahr an. Deutschland hat rund 9.600 Biogasanlagen, davon 276 mit Biomethanaufbereitung.
- Das potenzielle CO2-Aufkommen aus dem deutschen Biogassektor: 10 bis 20 Millionen Tonnen pro Jahr. Heute ungenutzt. Bereits konzentriert. Bereits abgetrennt. Bereits vorhanden.
- Kläranlagen produzieren chemisch identisches Klärgas: weitere 1,5 bis 2 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr, verteilt über rund 10.000 Anlagen deutschlandweit.
- Brauereien und Bioethanolhersteller erzeugen bei der Gärung fast reines CO2 als Nebenprodukt, mit höchster Konzentration und minimalem Trennaufwand.
- Müllverbrennungsanlagen (66 Anlagen in Deutschland) emittieren CO2 mit einem biogenen Anteil von 50 bis 70 Prozent, insgesamt rund 10 Millionen Tonnen nutzbare biogene Emissionen.
- Zementwerke emittieren aus der Kalksteinzersetzung rund 18 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr: prozessbedingt, unabhängig von der Brennstoffwahl, physikalisch unvermeidbar. Für dieses CO2 gibt es keine bessere Verwendung als die Methanisierung.
- Gesamtpotenzial leicht verfügbares, bereits konzentriertes CO2 in Deutschland: 30 bis 40 Millionen Tonnen pro Jahr.
Was lässt sich daraus synthetisieren? Die Sabatier-Reaktion erzeugt pro Kilogramm CO2 rund 0,55 Kilogramm Methan. Bei 10 Millionen Tonnen biogenem CO2 aus Biogasanlagen allein wären das rund 5,5 Millionen Tonnen synthetisches Methan, entsprechend etwa 280 TWh Energieinhalt. Deutschlands gesamter Erdgasverbrauch liegt bei rund 700 bis 800 TWh pro Jahr.
Das biogene CO2-Potenzial aus Biogasanlagen allein könnte bei optimaler Nutzung rund 35 bis 40 Prozent des deutschen Erdgasbedarfs als grünes synthetisches Methan decken, ohne einen einzigen Kubikmeter aus dem Ausland zu importieren.
Die Einschränkung ist real: Für die Methanisierung von 10 Millionen Tonnen CO2 werden rund 2,5 Millionen Tonnen Wasserstoff benötigt, erzeugt aus etwa 130 TWh EE-Überschussstrom. Das ist eine substanzielle Menge, aber bei einem System mit 70 GW Solar und wachsender Windkapazität ist das die realistische Größenordnung für Überschüsse in sonnenreichen Sommer- und windstarken Wintertagen.
Heizwärme: Die gelöste Hälfte
Gebäudeheizung ist das unkomplizierteste Kapitel in diesem gesamten Themenkomplex. Die souveräne Lösung ist auf dem Markt, sie funktioniert, und sie wird zunehmend gekauft.
95 Prozent Marktanteil für europäische Wärmepumpenhersteller: Stiebel Eltron aus Holzminden, Vaillant aus Remscheid, Bosch Thermotechnik aus Stuttgart, Viessmann aus Allendorf. Im ersten Halbjahr 2025 wurden in Deutschland erstmals mehr Wärmepumpen als Gasheizungen installiert, 139.500 Einheiten, ein Zuwachs von 55 Prozent gegenüber dem Vorjahr, während Gasheizungen um 41 Prozent einbrachen.
Die Wärmepumpe braucht Strom. Souveräner Strom aus europäischen Erneuerbaren macht sie souverän. Das ist keine Zirkularität, das ist die Beschreibung eines Systems, in dem die Teile ineinandergreifen.
Solarthermie ergänzt sinnvoll: Im Sommer reduziert sie den Strombedarf der Wärmepumpe erheblich, für Warmwasser braucht es in den Sommermonaten kaum Elektrizität. Technologie und Produktion sind vollständig europäisch, ohne relevante Importabhängigkeit.
Prozesswärme: Temperatur entscheidet die Lösung
Industriewärme ist keine einheitliche Kategorie. Die Lösungsmöglichkeiten hängen vollständig von der benötigten Temperatur ab.
- Bis 150 Grad Celsius: Industriewärmepumpen, heute verfügbar, europäisch produziert, keine relevante Importabhängigkeit. Ein erheblicher Teil der deutschen Industriewärme für Papier, Lebensmittel, Pharma und Textil liegt in diesem Bereich. Das Bundesumweltamt beziffert das wirtschaftliche Energieeinsparpotenzial im Bereich Prozesswärme auf rund 47 Prozent, ohne Produktionseinschränkungen.
- Von 150 bis 500 Grad: Hochtemperaturwärmepumpen bis 200 Grad existieren und werden zunehmend gefördert. Biomethanverbrennung schließt die Lücke darüber, souverän aus Reststoffen, als direkter Ersatz für Erdgas in bestehenden Brennern. Elektrische Direktheizung und Induktion ergänzen dort, wo die Prozesstemperatur es erlaubt, mit 95 bis 99 Prozent elektrischem Wirkungsgrad als effizienteste Option.
- Über 500 Grad: Stahl geht mit dem Elektrolichtbogenofen, der bei Thyssenkrupp und Salzgitter gerade in die laufende Transformation eingebaut wird. Direktreduktion von Eisenerz mit grünem Wasserstoff ersetzt den Hochofen, souverän, wenn der Wasserstoff aus eigenem EE-Überschuss stammt. Zement und Glas sind für die Energiefrage mit Biomethan und Elektro-Direktheizung lösbar, aber das prozessbedingte CO2 aus der Kalksteinzersetzung bleibt ein eigenständiges Problem jenseits der Energieversorgung. Wer an dieser Stelle auf Atomkraft als Hochtemperaturlösung hofft, sollte Teil 5 lesen, der erklärt, warum ein Druckwasserreaktor die nötige Temperatur schlicht nicht erreicht.
Das System, das sich selbst schließt
Der entscheidende Befund aus der Zusammenschau: Die beschriebenen Technologien sind keine parallelen Projekte. Sie bilden ein System.
EE-Überschussstrom treibt SOEC-Elektrolyse. Biogenes CO2 aus benachbarten Biogasanlagen liefert die Kohlenstoffquelle. Die Methanisierungswärme heizt den Elektrolyseur zurück. Synthetisches Methan geht ins Gasnetz, saisonal verfügbar, bei Bedarf abrufbar. KWK-Anlagen mit Biomethan oder synthetischem Methan liefern dann Strom und Wärme, wenn Solar und Wind gerade nicht liefern.
Jedes Glied dieser Kette ist souverän. Jedes ist in Europa verfügbar. Kein Schritt erfordert chinesisches Material oder russisches Gas. Was fehlt, ist kein weiterer Forschungsdurchbruch. Es ist ein regulatorischer Rahmen, der Biogasanlage, SOEC-Modul und Wärmenetz als gemeinsam förderbare Einheit behandelt, nicht als drei getrennte Antragsprozesse in drei verschiedenen Bundesministerien.
Im vierten Teil: Was wann konkret erreichbar ist. Und die Politik, die den Unterschied macht.
