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Das Spektrum reicht von Wasserstoff über Methan und Methanol hin zu synthetischem Kerosin oder Diesel. Mit diesen Treibstoffen sollen künftig Prozesse erneuerbar angetrieben werden, welche nicht oder nur schwer elektrifiziert werden können, wie zum Beispiel der Flugverkehr. Damit wird die Möglichkeit geschaffen, die Klima- und Netto-Null-Ziele der Schweiz zu erreichen.
Vor diesem Hintergrund hat das Energy Science Center (ESC) der ETH Zürich Modellierungen durchgeführt, um die notwendigen Rahmenbedingungen zu zeigen, damit sich die erneuerbaren Treib- und Brennstoffe durchsetzen können. Dabei wurden die Importpreise und -bedingungen für Kerosin und Methan variiert um einen (kostengetriebenen) Kipppunkt im System zu evaluieren, ab welchem sich die Erneuerbaren (und notabene die einheimische Produktion) durchsetzen. Gianfranco Guidati erläuterte, dass die Berechnungen zeigten, dass eine Erhöhung der Preise für Methan zu einem schnellen Rückgang der Importe und einer Zunahme von Photovoltaik und Wasserstoff-Elektrolyse führt. Während dagegen eine Erhöhung der Kerosinpreise zunächst keine Änderungen nach sich führen – das Kerosin wird auch bei höheren Preisen weiterhin aus dem Ausland importiert, eine inländische Produktion lohnt sich nicht. Und es ist günstiger, die Emissionen des Flugverkehrs zu kompensieren als auf eine auf eine erneuerbare Produktion umzustellen. Erst ein sehr hoher Kerosinpreis (oder ein Importverbot) führt zu einem massiven Ausbau der Photovoltaik in Kombination mit Power-to-Liquid-Technologien. Die Erzeugungspreise in der Schweiz seien jedoch nicht kompetitiv mit dem ausländisch produzierten synthetischem Kerosin. Die Schweiz sollte also auf internationale Kooperation setzen.
Mit ähnlichen Modellierungen beschäftigt sich Robin Mutschler vom Urban Energy Systems Laboratory der Empa. Auch sie modellieren das Schweizer Energiesystem, jedoch ohne Flugverkehr, und berechnen einerseits den Einfluss höherer Kosten der bisherigen Energieträger in Kombination mit einer Winterstromlücke, und andererseits den Einfluss einer verkleinerten Importkapazität (wenn uns die umliegenden Länder nicht die Menge an Energie liefern wollen/können, die wir brauchen) ebenfalls in Kombination mit einer Winterstromlücke. Dabei liefert die Importbegrenzung sowie auch die höheren Kosten ähnliche Ergebnisse: das Potenzial der Photovoltaik wird maximal ausgebaut und damit die Importabhängigkeit reduziert. Die Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse wird gemäss den Berechnungen in der Schweiz eine grosse Rolle spielen und eine saisonale Speicherung ist bei hohen Energiepreisen oder erzwungener Autarkie unerlässlich. Power-to-X-Umwandlungspfade können gemäss der Studie einen wichtigen Beitrag leisten, um die Systemkosten bei Importverknappung und Verteuerung zu minimieren.
Wie solche Power-to-X-Technologien konkret in einem Projekt eingesetzt werden können, erläuterte Roger Balmer von Pro Energie. Mit dem Mehrfamilienhaus in Brütten (ein Projekt der Stiftung Umwelt Arena Schweiz) konnte er bereits zeigen, dass ein energieautarkes Mehrfamilienhaus in der Schweiz möglich ist. In einem neuen Projekt soll nun ein Autohaus «klimapositiv» werden. Unter diesem Begriff versteht er ein Gebäude, das sich einerseits selber komplett mit Energie versorgt und andererseits mehr Energie produziert als es selber braucht und diese weiteren Anwendungen zur Verfügung stellt. Das Inselsystem ohne Strom- und Gasanschluss beim Autohaus soll aus einer PV-Anlage, PEM-Elektrolyse, H2-Speicherung, stationäre Brennstoffzelle mit Abwärmenutzung, einer öffentliche Wasserstofftankstelle für Pkw und Lkw, Batteriespeicher, Wärmepumpe und aus einem Eisspeicher bestehen. Durch ein nahegelegenes Café und eine Bäckerei können zudem Abwärme und Kälte in der direkten Umgebung weiterverwendet werden. Das Autohaus betreibt zusätzlich eine eigene Wasserstoff-Toyotaflotte im Abosystem, welche von privaten und gewerblichen Kunden gemietet werden können. Im Jahr 2023 wird die Ausführungsplanung fertiggestellt, Ende 2024 soll dann der Betrieb aufgenommen werden.
Solche Power-to-X-Projekte sind zumeist kostenintensiv – und oftmals sind diese Kosten nicht direkt von Beginn weg ersichtlich. Jachin Gorre von der Grinix GmbH hat in seinem Beitrag erklärt, welche Kosten bei einem Power-to-X-Projekt anfallen und wo Optimierungspotenzial besteht. Neben den klassischen Kostenbestandteilen und Einflussgrössen wie Anlagengrösse, Investitionskosten für die Hauptwerke und die Betriebskosten kommen Kosten für die Gasaufbereitung, den Transport wie aber auch Gewinnmargen dazu. Die Kosten für das sogenannte «Balance of Plant» gehen dabei oftmals vergessen, ebenso die Anbindung an ein bestehendes Energiesystem und Netze. Die Gestehungskosten vom produzierten synthetischen Gas sind dabei stark vom Betriebskonzept abhängig. Wichtig ist dabei eine frühzeitige techno-ökonomische Optimierung des Betriebs- und Strombezugskonzepts. Gorre geht davon aus, dass in der Zukunft Power-to-X-Anlagen dann interessant werden, wenn die Betriebsstunden geringgehalten und dafür auch die Stromkosten reduziert werden können. Das Strombezugskonzept kann mehrschichtig aufgebaut werden mit einerseits der Sicherung einer Grundlast und andererseits einem variablen Teil zur Optimierung des Strompreises. Mit «Think Big» können die spezifischen Kosten bei einer grösseren Anlage reduziert werden, ebenfalls sind auf die Transportkosten zu achten und allenfalls ein Milchkannenprinzip anzuwenden, das heisst, es muss nicht alles an einem Standort produziert oder abgenommen werden.
Trotz den immer noch hohen Kosten von Power-to-X gibt es in der Energiebrachen einige Unternehmen, welche die Technologie vorantreiben. Eine davon ist die Energiedienst Holding AG, eine südbadisch-schweizerischer Wasserkraftproduzentin. Peter Trawitzki erklärt, dass aufgrund des Rückgangs des Strompreises zwischen 2008 und 2016 die Wirtschaftlichkeit der Wasserkraftwerke schwieriger wurde. Da der Marktpreis zuweilen unter dem Produktionspreis lag, hat die Firma überlegt, wie sie den Strom selbst nutzen kann. Durch ihre Überzeugung, dass Power-to-X längerfristig unverzichtbar sind, haben sie verschiedene Projekte mit Methanol, Diesel und Wasserstoff aufgegleist. Aktuell betreiben sie nun eine 1-MW-Elektrolyse in Wyhlen. Dabei überstiegen die Kosten der Realität die Literaturwerte um mehr als das Vierfache, und sie gewannen die Erkenntnis: so schlank bauen wie nötig, teuer wird es ohnehin. Dabei überstiegen hauptsächlich die Gebäude, Nebenanlagen, Gutachten und die Planungen das Budget. Schwierigkeiten bereiteten auch das Fehlen von Standards, so zum Beispiel bei den Trailertypen der Transport-Lkw, welche den produzierten Wasserstoff abtransportieren. Die Zustimmung der Bevölkerung sicherten sie sich über Informationskampagnen sowie Bürgerveranstaltungen. Trotzdem gab es einzelne Anwohner, welche das Projekt wesentlich verzögerten, und jede kommunizierte Information wurde kritisch geprüft. Eine sensible Kommunikation und Transparenz sind daher für solche Projekte sehr wichtig. Bezüglich Wirtschaftlichkeit zieht Trawitzki das Fazit, dass die Wirtschaftlichkeit von grünem Wasserstoff auf absehbare Zeit nur bei Verdrängung von hochbesteuerten Treibstoffen und zugleich günstigsten Voraussetzungen für die Erzeugung erreicht werden kann. Eine Wärmeversorgung mit Speicherung und Rückverstromung von grünem Wasserstoff sei jedoch noch sehr weit von der Wirtschaftlichkeit entfernt.
Im Projekt «Underground Sun Conversion Flexible Storage» wird eine Kombination aus Speicher und Methanisierung untersucht. Die Technologie der geologischen Methanisierung wurde von der RAG AG in Österreich getestet und gezeigt, dass diese funktioniert. Dabei wird, vorwiegend im Sommer, Wasserstoff und CO2 in eine ehemalige Gaslagerstätte eingegeben und dort durch die dort natürlich vorkommenden Archaeen in Methan umgewandelt. Da die Methanisierung im Untergrund geschieht und dort genügend Platz ist, bleibt das produzierte Gas dort, bis es im Winter gebraucht wird. Ein solche Testanlage wird derzeit in Pilsbach in Österreich betrieben. Larryn Diamond vom Institut für Geologie der Universität Bern untersucht, ob eine solche Geomethanisierung auch in der Schweiz möglich wäre. Dabei geht es hauptsächlich auch um die generelle Frage, ob in der Schweiz ein Gasspeicher im Untergrund aufgebaut werden kann. Mittels seismischen Reflexionsaufnahmen und Bohrungen kann evaluiert werden, ob im Schweizer Untergrund eine passende Gesteinsformation vorhanden ist. Wichtig ist dabei, dass eine sogenannte «Gasfalle» vorliegt. Eine solche besteht, wenn gasdurchlässiges Gestein kuppelförmig von einem nichtdurchlässigen Gestein abgedeckt wird. Die Alpen fallen dabei durch mangelnde Porosität der Gesteine weg, und beim Jura weist der Untergrund zu viele Risse und Spalten auf, was sich negativ auf die Dichtheit auswirken könnte. Das Schweizer Mittelland, ein Molassebecken, ist dagegen durchaus interessant. Vom Mittelland gibt es viele seismische Aufnahmen, doch ist deren Qualität für eine genaue Analyse nicht ausreichend. Dort, wo die Nagra geforscht hat, sind die Daten dagegen gut. Dabei zeigt sich, dass das Gebiet zwischen Yverdon und Aarau in Frage kommen könnte für eine Geomethanisierung oder auch einfach einen Gasspeicher. Weitere Untersuchungen sind jedoch noch vorzunehmen und für eine genaue Bestimmung braucht es weitere seismische Aufnahmen und später auch Probebohrungen.
Um die Power-to-X-Technologie schweizweit voranzutreiben, wurde im Frühjahr 2022 der Verein SPIN gegründet, kurz für Swiss Power-to-X Collaborative Innovation Network. Der Geschäftsführer Peter Menzinger erklärt, dass es die Aufgabe von SPIN ist, den Austausch zwischen den Akteuren - aus Forschung, Industrie, Politik, Verwaltung und Zivilgesellschaft - zu fördern und die Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen für Power-to-X zu erleichtern. Der Verein ist eine Kooperation mit Swissmem eingegangen, insbesondere mit seinem Industriesektor «New Energy Systems». Im Präsidium und Vorstand sind Mitglieder aus Wirtschaft, Politik und Forschung vertreten. Die OST engagiert sich mit Andre Heel im Vorstand und mit Markus Friedl als Co-Präsident Forschung.
Autorin: Zoe Stadler, Wissenschaftliche Mitarbeiterin, IET Institut für Energietechnik, 27. September 2022