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In relativ naher Zukunft wird die Energieversorgung der Schweiz hauptsächlich aus erneuerbaren Energien bestehen [1]. Da das Land beschlossen hat, keine neuen Kernkraftwerke zu bauen und die bestehenden am Ende ihrer Laufzeit abzuschalten [2], die individuelle Mobilität weitgehend elektrifiziert sein wird und Wärmepumpen zunehmend für Heizzwecke eingesetzt werden, muss die Produktion von erneuerbarem Strom stark und schnell gesteigert werden. Dies geschieht teilweise durch zusätzliche Wasserkraft und vor allem durch eine Kombination aus Photovoltaik und Windenergie. Da der Einsatz von Windkraft jedoch stark von der Akzeptanz in der Bevölkerung abhängt, ist es schwierig, kurzfristig eine signifikante Kapazität zu erwarten. Daher gehen verschiedene Szenarien davon aus, dass im Sommer ein Überschuss an erneuerbarem Strom durch Photovoltaik entsteht, während im Winter ein Defizit zu verzeichnen ist (z. B. die vier Szenarien der Energieperspektiven 2050+ der Schweizerischen Eidgenossenschaft [3]).
Es gibt Lösungen, um diese Produktionslücken zu bewältigen [4], eine der vielversprechendsten ist die Power-to-X-Technologie. Power-to-X-Systeme nutzen erneuerbare Elektrizität (power), um Energieträger in chemischer Form (X) zu erzeugen, also in Form von Molekülen, die ebenfalls als Rohstoff verwendet werden können.1 Der erste Schritt des Verfahrens umfasst einen Elektrolyseur, der die Wassermoleküle H2O in Sauerstoff O2 und Wasserstoff H2 aufspaltet. Eine Anlage, die sich auf diesen Schritt beschränkt, wird als Power-to-Hydrogen bezeichnet und liefert nur Wasserstoff als Energieträger. Werden weitere Umwandlungsschritte und eine Quelle für Kohlendioxid CO2 oder Stickstoff N2 hinzugefügt, kann der Wasserstoff H2 dann auch in verschiedene Energieträger wie Methan CH4 umgewandelt werden, Methanol CH3OH, Kohlenwasserstoffketten CnHm (z. B. Flugbenzin) oder Ammoniak NH3 (siehe tab. 1). Die so hergestellten Energieträger werden als "synthetische Kraftstoffe" oder "E-Fuels" bezeichnet.
1 Manchmal kann "X" auch Wärme bezeichnen, sodass Wärmepumpen auch als Power-to-X-Anlagen gelten können. In diesem Artikel wird jedoch die gängigste Definition von Power-to-X verwendet, bei der das X für einen chemischen Energieträger oder einen Rohstoff steht.
Tab. 1 Überblick über die wichtigsten Verfahren zur Herstellung anderer chemischer Energieträger aus Wasserstoff. Effizienz: oberer Heizwert der Produkte dividiert durch den oberen Heizwert der Edukte unter der Annahme einer vollständigen Umwandlung (Edukte und Produkte bei 25 °C, kondensiertes Wasser H2O).
Im Vergleich zu Wasserstoff haben synthetische Kraftstoffe den Vorteil, dass sie leichter gelagert und transportiert werden können, wodurch sie in schwer elektrifizierbaren Bereichen wie z. B. der Luftfahrt eingesetzt werden können, in denen Wasserstoff keine ausreichende Energiedichte bietet. Der zusätzliche Schritt, der zur Herstellung dieser synthetischen Kraftstoffe erforderlich ist, hat hingegen den Nachteil, dass zusätzliche Geräte benötigt werden und das Verfahren komplizierter wird. Dies führt zu zusätzlichen Energieverlusten, die letztlich die Effizienz des Prozesses verringern. In der Schweiz könnten beispielsweise die Reservekraftwerke, die für die Stromerzeugung im Notfall vorgesehen sind (siehe erster Aufruf des Bundes: [5]), mit synthetischen Kraftstoffen betrieben werden. Methan, dank des bestehenden Gasnetzes, sowie Methanol, komplexere Kohlenwasserstoffe und Ammoniak sind relativ leicht handhabbar und transportierbar. Somit wird es interessant, diese Energieträger dort zu produzieren, wo erneuerbarer Strom in großen Mengen und zu niedrigen Kosten verfügbar ist, wobei diese Kosten bei den Gesamtproduktionskosten fast immer dominieren. Der Bericht "Energieperspektiven 2050+" [3] des Bundes sagt im Übrigen voraus, dass nur ein Teil des Wasserstoffs im Land hergestellt wird, während der Rest aus dem Ausland importiert wird. Synthetische Kraftstoffe, die in den untersuchten Szenarien einen mehr oder weniger großen Raum einnehmen, können ebenfalls lokal hergestellt oder importiert werden. Die Power-to-X-Technologie ist also nicht nur aus Sicht der Energieversorgung für die Schweiz wichtig, sondern stellt auch eine Technologie und Know-how dar, die exportiert werden kann.
Wie bereits erwähnt, wird der erste Schritt eines jeden Power-to-X-Prozesses von einem Elektrolyseur durchgeführt. Es gibt verschiedene Arten (siehe Tab. 2), die bekanntesten sind alkalische Elektrolyseure, solche mit Polymermembran (proton exchange membrane, PEM) und solche mit Anionenaustauschmembran (anion exchange membrane, AEM), die alle bei niedrigen Temperaturen arbeiten und mithilfe von elektrischer Energie entmineralisiertes flüssiges Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff spalten können. Es gibt eine weitere Klasse von Elektrolyseuren, die bei hohen Temperaturen arbeiten und direkt H2O-Dampf in Wasserstoff H2 und Sauerstoff O2 spalten
Tab. 2 Überblick über die verschiedenen Elektrolyseurs-Technologien.
Die alkalische Technologie hat bereits eine lange industrielle Geschichte, insbesondere in der Schweiz mit dem in Monthey ansässigen Unternehmen IHT, das kürzlich von der deutschen Sunfire übernommen wurde. Diese Technologie besticht heute durch ihre Robustheit und Verfügbarkeit, ist jedoch in Bezug auf Wirkungsgrad, Dynamik und Leistungsdichte stärker eingeschränkt, was ihre Anwendung auf Orte beschränkt, an denen erneuerbarer Strom billig und möglichst relativ konstant ist. Bei den derzeitigen sehr großen Elektrolyseprojekten, insbesondere im Nahen Osten, in den USA und in Südamerika, scheint diese Technologie am meisten gefragt zu sein.
Die Proton Exchange Membrane (PEM)-Technologie ist ebenfalls sehr erfolgreich, insbesondere in ihrer Anwendung als Brennstoffzelle (mit Wasserstoff H2 betriebener Stromgenerator) für die Automobilindustrie. An ihrem Pendant in der Elektrolyse sind andere Akteure beteiligt, die eher auf industrielle Lösungen ausgerichtet sind, was größtenteils darauf zurückzuführen ist, dass die Technologie, die Größe und die Materialien für die Anwendung im Batteriemodus und im Elektrolysemodus nicht die gleichen sind. In beiden Fällen sind es Edelmetalle, die als Katalysatoren eingesetzt werden (Platin im Batteriebetrieb und Iridium im Elektrolysebetrieb). Diese Technologie ist mittlerweile ausgereift und Anlagen mit einer Leistung von mehreren zehn MW sind derzeit in Betrieb. Zwar sind die elektrischen Wirkungsgrade und die Dynamik von PEM-Elektrolyseuren besser als bei Alkali und die volumetrische Leistungsdichte deutlich höher, doch wird der großtechnische Einsatz zum Teil von der Verfügbarkeit - und damit dem Preis - von Iridium oder der Fähigkeit abhängen, die pro Leistungseinheit benötigten Mengen zu reduzieren.
Eine dritte, viel neuere Technologie namens "Anion Exchange Membranes" (AEM) kombiniert die Vorteile der alkalischen und der PEM-Technologie. Sie befindet sich in einem weniger fortgeschrittenen Entwicklungsstadium als die beiden anderen und wird daher in diesem Artikel nicht ausführlich vorgestellt.
Es gibt eine vierte Technologie, die unter völlig anderen Bedingungen operiert. Es handelt sich um die Festoxidbatterien und -elektrolyseure, besser bekannt unter ihrem englischen Akronym SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) oder SOEC (Solid Oxide Electrolyser Cell). Diese Technologie basiert auf einem keramischen Festelektrolyten, der in Zellen integriert ist, die übereinander gestapelt werden und eine Batterie bilden (Abb. 1). Festoxidbatterien arbeiten bei Temperaturen von über 600 °C und werden daher oft auch als Hochtemperaturbatterie oder -elektrolysegerät bezeichnet. Die Zellen können bidirektional betrieben werden (reversibler Betrieb): als Elektrolyseur, um Wasserstoff aus Strom zu erzeugen, oder als Brennstoffzelle, um Strom aus Wasserstoff oder sogar aus anderen Kraftstoffen zu erzeugen. Im zweiten Fall ermöglichen kohlenstoffhaltige Brennstoffe wie Erdgas eine Stromerzeugung mit einem sehr hohen Wirkungsgrad (> 60%). Bei der Betriebstemperatur liegt Wasser in Dampfform vor, sodass dieser bei der Elektrolysereaktion direkt in Sauerstoff und Wasserstoff zerlegt wird.
Aufgrund der Thermodynamik verbraucht diese Reaktion deutlich weniger Strom als die Elektrolyse von Wasser in flüssiger Form, und genau das ist der große Vorteil der Festoxid-Elektrolyse (SOE), wenn sie mit einem industriellen Prozess kombiniert werden kann, der Abwärme oder Dampf zur Verfügung hat. Denn der Energieanteil, der zur Verdampfung des Wassers verwendet wird, ist sozusagen kostenlos, da er sonst verloren gehen würde. Außerdem ist die Hochtemperaturelektrolyse effizienter als die Niedertemperaturelektrolyse. Im Endeffekt muss also weniger Strom in das System eingespeist werden, um die gleiche Menge Wasserstoff zu erzeugen, und der Prozess ist effizienter als bei einem Niedertemperaturelektrolyseur. Auf Systemebene wird ein Verbrauch von 37 bis 45 kWh/kg H2 erwartet, wenn Dampf zur Verfügung steht, was etwa 20% weniger Strom als bei Niedertemperaturelektrolyseuren bedeutet.
Die SOE-Technologie bietet auch eine weitere Nutzungsart, bei der ein Gemisch aus H2O-Dampf und CO2-Kohlendioxid co-elektrolysiert werden kann, wodurch am Ausgang der Zelle ein Synthesegas (H2 und CO) gewonnen werden kann. In der Schweiz wurden diese Batterien ab den 2000er Jahren insbesondere von einem Forscherteam an der EPFL entwickelt, das dann zum Spin-off HTceramix SA in Yverdon-les-Bains wechselte, oder auch vom Team von Sulzer Hexis in Winterthur. Sie durchliefen mehrere Weiterentwicklungen, die sie schließlich so weit reifen ließen, dass sie auf dem heimischen Markt in Mikro-KWK-Anwendungen eingesetzt werden konnten. So hat das Unternehmen HTceramix SA, das inzwischen von einem italienischen Konzern übernommen und in SolydEra SA umbenannt wurde, mehr als 3000 erdgasbetriebene Bluegen-Mikro-KWK-Systeme eingesetzt und dabei mehr als 75 Millionen Betriebsstunden gesammelt und die Technologie zur industriellen Reife gebracht. Die ursprünglich in Yverdonles- Bains entwickelte Batterietechnologie wurde nach Italien verlegt, wo die größte automatisierte Produktionslinie für Festoxidbatterien in Europa errichtet wurde (Abb. 2).
2 Der Wirkungsgrad ist definiert als die erzeugte elektrische Leistung geteilt durch den unteren Heizwert des Kraftstoffs.
Zur Steigerung ihrer Effizienz kann die Power-to-X-Technologie daher idealerweise mit einem Hochtemperaturelektrolyseur kombiniert werden, der die Abwärme der prozessinternen Quelle, die gegebenenfalls durch externe Quellen ergänzt wird, nutzbar macht. Wie in der Tabelle 1 gezeigt, sind die Reaktionen bei der Synthese synthetischer Kraftstoffe nämlich exotherm (Wirkungsgrad unter 100%) und auf ausreichenden Temperaturniveaus, um effektiv mit Dampferzeugungssystemen gekoppelt werden zu können. Dies ist umso vorteilhafter, als die Reaktionsabwärme genau dann zur Verfügung steht, wenn die Dampferzeugung für den Hochtemperaturelektrolyseprozess benötigt wird. Dadurch entfällt die Problematik der Zwischenspeicherung und der mögliche Bedarf an externer Zufuhr wird verringert. Wenn die Abwärme des Prozesses allein für die Dampferzeugung nicht ausreicht, kann die Technologie von einer Integration mit externen Quellen profitieren, z. B. durch eine Kopplung mit einer Müllverbrennungsanlage (MVA).
Diese Synergie ist besonders im Sommer interessant, wenn überschüssige erneuerbare Energie in einen chemischen Energieträger umgewandelt werden kann und wenn diese Anlagen Schwierigkeiten haben, Abnehmer für ihre Abwärme zu finden. Das Kohlendioxid CO2, das (zusammen mit Wasserstoff) zur Herstellung von Methan, Methanol oder Kohlenwasserstoffketten (siehe Tab. 1) benötigt wird, kann ebenfalls vor Ort und zu jeder Jahreszeit zurückgewonnen werden. Im März 2022 haben sich die Betreiber von Abfallbehandlungsanlagen eben dazu verpflichtet, bis 2030 in allen Schweizer KVAs CO2-Abscheidungssysteme zu installieren. Abbildung 3 veranschaulicht den Unterschied zwischen einem konventionellen Power-to-Methane-System mit einem konventionellen Niedertemperaturelektrolyseur mit einem Wirkungsgrad von 0,55 MW⁄1,1 MW = 50% (basierend auf dem oberen Heizwert) und einem Power-to-Methane-System unter Verwendung eines Hochtemperaturelektrolyseurs mit einem Wirkungsgrad von 0,55 MW⁄0,79 MW = 70%.
Die Idee, die Hochtemperaturelektrolyse mit Syntheseprozessen zu kombinieren und dabei deren Abwärme zu nutzen, wurde bereits im Rahmen verschiedener Forschungsprojekte verfolgt.3 Experimentell demonstriert wurde diese Idee aber erst kürzlich an der Ostschweizer Fachhochschule (OST) inRapperswil SG, wo eine solche Anlage vom Institut für Energietechnik (IET) und der Groupe des Matériaux pour l'Énergie (GEM) der École Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL) gebaut und in Betrieb genommen wurde. Mit dieser Anlage konnte die Machbarkeit des gesamten Systems von der Erzeugung erneuerbarer Elektrizität bis hin zur Erzeugung von synthetischem Methan und dessen Endverwendung in einem Fahrzeug mit komprimiertem Erdgas (CNG) demonstriert werden, ergänzt durch die Abscheidung von Kohlendioxid aus der Atmosphäre. Zwei Elektrolyseure sind hier installiert: eine konventionelle PEM (10 kWel) und ein Hochtemperaturelektrolyseur (5 kWel). Abbildung 4 zeigt ein vereinfachtes Schema der Anlage mit ihrem speziell entwickelten Wärmemanagementsystem. Dieses setzt Thermoöl ein, um die Abwärme der Methanisierung zu absorbieren und für die Erzeugung von Dampf zu nutzen, der dann dem Hochtemperaturelektrolyseur zugeführt wird. Mit der Anlage konnte erstmals experimentell nachgewiesen werden, dass die Effizienz eines Power-to-Methane-Prozesses um 20 Prozentpunkte gesteigert werden kann, indem ein Hochtemperaturelektrolyseur anstelle eines konventionellen Elektrolyseurs eingebaut wird [9].
Die Power-to-X-Technologie in Kombination mit der Hochtemperaturelektrolyse bietet somit eine Möglichkeit für die Schweiz, nicht nur überschüssige Elektrizität, sondern auch überschüssige Abwärme zu nutzen und mit hoher Effizienz chemische Energieträger für schwer zu elektrifizierende Anwendungen zu produzieren. Die Transport- und Speicherfähigkeit dieser Energieform ermöglicht zudem den Transport und Import über große Entfernungen, auch im globalen Maßstab. Darüber hinaus können die Technologien Power-to-X und Hochtemperaturelektrolyse als Know-how exportiert werden, wodurch wirtschaftlicher Wert in der Schweiz geschaffen wird. Die Strategie von SolydEra SA besteht darin, die Entwicklung im Bereich der industriellen Anwendungen und insbesondere der Elektrolyse fortzusetzen und zu beschleunigen. Vor kurzem führte sie - dank der anfänglichen Unterstützung durch den Kanton Waadt, den Bund und die europäischen Projekte CH2P und SWITCH - zur Entwicklung einer Zelle und eines industriellen Systems der nächsten Generation, das bei der Elektrolyse mehr als 100 kW leistet. Das System ist vollständig reversibel und kann sowohl als Elektrolyseur als auch als Multi-Fuel-Generator betrieben werden. Es wird derzeit getestet, bevor es im Laufe des Jahres 2024 erstmals industriell eingesetzt werden soll. Diese Systeme stoßen auf großes Interesse bei Unternehmen, die im Bereich Green Hydrogen, im Bereich der Power-to-X-Anwendungen im Allgemeinen oder auch im maritimen Sektor tätig sind. Das neue Brennstoffzellenmodell befindet sich hingegen in der Industrialisierung und wird als Vorserie möglichen Integratoren angeboten.
Die in Rapperswil entwickelte Technologie hingegen steht kurz davor, im Rahmen des europäischen Forschungsprojekts "24/7 ZEN"3 auf die nächste Stufe gehoben zu werden. Ein Konsortium aus Partnern aus Spanien, Italien, Griechenland, Belgien und der Schweiz entwirft und entwickelt ein reversibles Power-to-X-System, das etwa 20-mal größer ist als die Plattform in Rapperswil (Elektrolyseur-Modus 100 kWel, Brennstoffzellen-Modus 33 kWel). Die Schweizer Partner sind die Fachhochschule Ostschweiz (OST), SolydEra SA und die Hochschule Luzern (HSLU). Dieselben Schweizer Partner, zusätzlich zur Groupe des Matériaux pour l'Energie (GEM, EPFL), die bereits für das Hochtemperaturelektrolyse-System in Rapperswil verantwortlich ist, sowie weitere Industriepartner, haben eine Zusammenarbeit für eine Demonstration an einer industriellen Anlage in der Schweiz begonnen. Weitere Einzelheiten hierzu werden zu einem späteren Zeitpunkt, Anfang 2024, bekannt gegeben. Parallel zu seiner etablierten Zusammenarbeit mit OST kooperiert das GEM mit der HES-SO Sion und SolydEra SA, um in Sion ein kleineres reversibles System (10 kWel SOFC/30 kWel SOE) zu installieren, das als Testplattform dienen soll. Diese Entwicklung [11-13] wird vom Kanton Wallis, dem lokalen Energieversorger Oiken und in Zukunft auch von Innosuisse mitfinanziert. Das GEM hat auch einen eigenen Methanisierer [14] entwickelt, dessen Wärme direkt in Dampf umgewandelt wird, um einen SOE-Elektrolyseur zu betreiben. Diese Arbeit wurde von der Firma Gaznat stark unterstützt. Derzeit wird sie im 5-kW-Maßstab getestet und soll in einem neuen, von der EPFL unterstützten Projekt auf den nächsten Maßstab erweitert werden.
3 Vollständiger Projektname: "Reversible SOEC/SOFC System for a Zero Emissions Network Energy System"; Website: https://24-7zenproject.eu/
[1] Schweizerische Eidgenossenschaft: Energiegesetz (EnG), in Kraft getreten am 1. Januar 2018. https://www. fedlex.admin.ch/eli/cc/2017/762/de
[2] Schweizerische Eidgenossenschaft: Kernenergiegesetz (KEG), in Kraft getreten am 1. Januar 2005. https:// www.fedlex.admin.ch/eli/cc/2004/723/fr
[3] Kemmler, A. et al. (2022): Energieperspektiven 2050+, Technischer Bericht, Gesamtdokumentation der Arbeiten. Bundesamt für Energie, Dezember 2021, aktualisiert April 2022. https://www.bfe. admin.ch/bfe/de/home/politique/perspectivesenergetiques- 2050-plus.html/
[4] Friedl, M. et al. (2018): Saisonale Flexibilisierung einer nachhaltigen Energieversorgung der Schweiz, Fokusstudie. Forum Energiespeicher Schweiz (FESS), Aeesuisse, November 2018. https://speicher.aeesuisse.ch/wp-content/uploads/ sites/15/2021/09/FESS_Fokusstudie_ Saisonale_Flexibilisierung.pdf
[5] Mitteilungen des Bundesamtes für Energie (BFE) vom 28. Juli 2023 zur ersten Ausschreibung für Reservekraftwerke nach 2026.
[6] Bundesamt für Umwelt (BAFU): Vereinbarung mit den Betreibern von Kehrichtverbrennungsanlagen, 15. März 2022
[7] Ebbesen, S.; Hansen, J.; Mogensen, M. (2013): Biogas upgrading using SOEC with a Ni-ScYSZ electrode. ECS Transactions 57: 3217
[8] KIT Karlsruher Institut für Technologie: Power-to-Gas with High Efficiency. Pressemitteilung, Februar 2018
[9] OST - Fachhochschule Ostschweiz: Wirkungsgrad von Power-to-Gas auf 70% erhöht. Pressemitteilung, Januar 2023
[10] Friedl, M. et al. (2022): Forschungsplattform für Power-to-Gas. Aqua & Gas 3/2022: 28-34. https:// www.aquaetgas.ch/de/energie/gas/20220225_ ag3_forschungsplattform-f%C3%BCr-power-to-x/
[11] Ligang, W. et al. (2019): Power-to-fuels via solidoxide electrolyzer: Operating window and technoeconomics. Renewable and Sustainable Energy Reviews 110: 174-187
[12] Ligang, W. et al. (2018): Optimal design of solidoxide electrolyzer based power-to-methane systems: A comprehensive comparison between steam electrolysis and co-electrolysis. Applied Energy 211: 1060-1079
[13] Sun, Y. et al. (2020): Enhancing the operational flexibility of thermal power plants by coupling hightemperature power-to-gas. Applied Energy 263: 114608
[14] Aubin, P. et al. (2022): Evaporating water-cooled methanation reactor for solid-oxide stack-based power-to-methane systems: Design, experiment and modeling. Chemical Engineering Journal 456: 140256
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