Dank biologischer Methanisierung mehr erneuerbares Gas

Die Gasversorgung der Schweiz fusst gegenwärtig noch schwergewichtig auf Erdgas. Um die Schweizer Klimaziele zu erreichen, muss der fossile Energieträger durch erneuerbares Gas abgelöst werden. Dank einer Erweiterung – der Methanisierung von CO₂ und Wasserstoff – lässt sich die Produktionsleistung von Biogasanlagen markant erhöhen. Eine Machbarkeitsstudie des Aargauer Energieversorgers Eniwa AG erläutert die ökologischen Vorzüge dieses Verfahrens bei kleinen und mittelgrossen Anlagen sowie die ökonomischen Erfolgsbedingungen.

Benedikt Vogel

Die Eniwa AG mit Sitz im aargauischen Buchs versorgt rund um Aarau mehr als 100'000 Kundinnen und Kunden in rund 30 Gemeinden mit Energie, Wasser und Glasfaserverbindungen. Rund die Hälfte der Energie liefert Eniwa in Form von Gas. Der Grossteil ist heute noch fossiler Herkunft (Erdgas), acht Prozent stammen aus erneuerbaren Substraten (Biomethan). Ein wichtiger Lieferant für das erneuerbare Gas ist die Biogasanlage Swiss Farmer Power in Inwil LU, an der Eniwa beteiligt ist. Ein Teil des Bedarfs wird durch Importe gedeckt.

Die Netto-null-Strategie des Bundesrats stellt Eniwa und andere Schweizer Gasversorgungsunternehmen vor gewaltige Herausforderungen. «Im Jahr 2050 werden wir nur noch klimaneutrales Gas liefern. Wir müssen die inländische Produktion massiv ausbauen. Zusätzlich wird es auch Importe von erneuerbarem Gas brauchen», so Samuel Pfaffen, Leiter Unternehmensentwicklung bei Eniwa. Während der Gasabsatz aufgrund der Substitution der Wärmeerzeugung durch Fernwärme und Wärmepumpen insgesamt zurückgehen wird, nimmt der erneuerbare Anteil zu. Eniwa steht also vor der Aufgabe, in den kommenden Jahren deutlich mehr erneuerbares Gas zu beschaffen.

CO₂ wiederverwenden, Kreisläufe schliessen

Erneuerbares Gas wird heute in landwirtschaftlichen und industriellen Biogasanlagen (unter anderem bei Abwasserreinigungsanlagen) durch Vergärung von organischen Stoffen erzeugt. In vielen Fällen wird das dabei entstehende Rohbiogas in einem Blockheizwerk in Strom und Wärme umgewandelt. Ist ein Netzanschluss vorhanden, kann das Gas auch eingespeist werden. Hierfür muss das im Rohbiogas enthaltene Kohlendioxid vorgängig abgetrennt werden. Übrig bleibt der Energieträger Methan (CH₄). Dieser ist mit Erdgas identisch, wird aber als «Biomethan» bezeichnet, da er auf organischen Substraten basiert.

Die Abtrennung von CO₂ aus dem Rohbiogas und die Abgabe in die Atmosphäre ist klimapolitisch nicht sinnvoll. Eine Alternative besteht darin, das CO₂ durch Beigabe von (erneuerbarem) Wasserstoff (H₂) zu erneuerbarem Gas zu «veredeln». Pilotanlagen im Hybridwerk in Solothurn und bei der Zürcher Kläranlage Werdhölzli haben die Tauglichkeit dieses Verfahrens grundsätzlich bestätigt [1]. Im Winter 2021/22 wird die Technologie beim Limmataler Regiowerk Limeco in Dietikon ZH erstmals im industriellen Massstab zum Einsatz kommen.

Eniwa-Projekt in Reinach

Eniwa ist am Limeco-Projekt beteiligt – und möchte die Technologie zur Methanisierung von CO₂ aus Rohbiogas nun möglicherweise auch selber zur Umrüstung ihrer bestehenden Biogasanlage bei der ARA in Reinach AG nutzen. Dieser Zielsetzung dient eine vor Kurzem abgeschlossene Machbarkeitsstudie unter dem Namen BioBooster, die vom Bundesamt für Energie finanziell unterstützt wurde. Die Biogasanlage in Reinach erzeugt aktuell 2,6 GWh Biomethan pro Jahr. Wird das im Rohbiogas enthaltene CO₂ methanisiert, wären es künftig 4,3 GWh. Der Zuwachs würde grob geschätzt für die Versorgung von 85 Vier-Personen-Haushalten im Einfamilienhaus reichen und entspräche rund 5% der Menge, die Eniwa heute an Biomethan liefert. Wenn sich das Verfahren bewährt, soll es zudem in der zukünftigen Biogasanlage in der Telli in Aarau in grösserem Massstab zum Einsatz kommen.

Die Studie mit Beteiligung der Ostschweizer Fachhochschule (OST) und der Firma microbEnergy Gmbh (Schwandorf/D) hat die Machbarkeit der Methanisierung bestätigt. Im vorliegenden Fall wird die biologische Methanisierung mittels Mikroorganismen (Archaeen) genutzt. Ein Labortest mit Klärschlamm der ARA Reinach war erfolgreich.

Erstaunlich dabei: Die Methanisierung durch Mikroorganismen kann auch nach langen Stillstandszeiten innert Minuten von null auf volle Leistung hochgefahren werden. «Die Anlage arbeitet damit sehr flexibel», betont Samuel Pfaffen. Diese Flexibilität macht es möglich, den für die Methanisierung benötigten Wasserstoff dann zu produzieren, wenn «überschüssiger» Wind- oder Solarstrom zur Verfügung steht. So entsteht erneuerbares Gas, das ins Gasnetz eingespeist werden kann und dort fossiles Gas substituiert. «Power-to-Gas ist eine hoffnungsvolle Technologie zur Schliessung der Winterlücke», sagt Pfaffen.

Biologische Methanisierung

Seit 2015 wird bei der Abwasserreinigungsanlage (ARA) im aargauischen Reinach Biomethan ins Gasnetz eingespeist (ca. 25 Nm³/h). Ausgangsstoff ist das im Faulturm der ARA erzeugte Rohbiogas. Dieses Rohgas besteht im Wesentlichen aus Methan (ca. 60%) und CO₂ (ca. 40%). Damit das Biomethan ins Netz eingespeist werden kann, wird das Rohbiogas durch einen Membranfilter (physikalischer Filter) der Schweizer Firma Apex geleitet [2]. Alternative Verfahren zur Entfernung des CO₂ sind die chemische Absorption (Aminwäsche), die Druckwechseladsorption, die Druckwasserwäsche, die physikalische Absorption und kryogene Verfahren.

Hohe Kosten

Ob Eniwa das Projekt in Reinach realisiert, ist wegen der hohen Kosten noch offen. Eniwa verkauft das Biomethan aktuell mit einem Aufpreis von 7 Rp./kWh. Biomethan aus einheimischer Produktion darf laut Pfaffen zwar etwas mehr kosten als importiertes Biomethan, muss aber bezahlbar bleiben. Wegen des hohen Einkaufspreises von erneuerbarem Wasserstoff (20 Rp./kWh) liegen die Gestehungskosten für Biomethan aus der Reinacher Kleinanlage im günstigsten der untersuchten Szenarien bei 25 Rp./kWh, also etwa doppelt so hoch wie der Zielpreis von Eniwa, der bei ca. 12 Rp./kWh liegt.
Die Preiskalkulation im BioBooster-Projekt ist eine Momentaufnahme und bezieht sich auf Methanisierungsanlagen kleiner und mittlerer Grösse (unter 300 Nm₃ Rohbiogas pro Stunde). Bei grösseren Anlagen sind tiefere Gestehungspreise möglich. Der entscheidende Faktor für die Wirtschaftlichkeit der Methanisierung – so eine weitere Erkenntnis des Projekts – ist der Marktpreis für erneuerbaren Wasserstoff. Dieser könnte in Zukunft dank grösserer Elektrolyseanlagen und günstigerem Wind- und Solarstrom auf das Niveau von nichterneuerbarem Wasserstoff (heute zwischen 5 bis 9 Rp./kWh) sinken. «Dieser günstige Wasserstoff wird dann grösstenteils importiert werden, da in der Schweiz auf absehbare Zeit zu wenige Betriebsstunden mit ‹überschüssigem Strom› zur Verfügung stehen, um Elektrolyseure wirtschaftlich zu betreiben», sagt Pfaffen.