Von Strom zu Gas, von Gas zu Strom

Die Transformation des Energiesystems hin zu erneuerbaren Quellen stellt hohe Anforderungen an die Flexibilität und Speicherfähigkeit zukünftiger Energieinfrastrukturen. Denn es gilt, damit die unterschiedlichen Zeiten der Energiegewinnung und des Energieverbrauchs zu überbrücken – dies auch über grosse Zeiträume, wie mehrere Monate. Interessante Möglichkeiten zur saisonalen Integration fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie ergeben sich mit Technologien, die eine effiziente Kopplung von Strom- und Gasinfrastruktur ermöglichen. 

Reversible Festoxidzellen (reversible Solid Oxide Cells, rSOC) gelten in diesem Kontext als vielversprechende Lösung, da sie sowohl im Elektrolysemodus zur Wasserstoffproduktion als auch im Brennstoffzellenmodus zur Stromerzeugung aus Wasserstoff oder aus Methan eingesetzt werden können. Damit ermöglichen sie eine bidirektionale Umwandlung zwischen elektrischer und chemischer Energie und tragen zur Flexibilisierung zukünftiger Energiesysteme bei.

Vor diesem Hintergrund verfolgt das europäische Forschungsprojekt Reversible SOEC/SOEFC System for a Zero Emissions Network Energy System, kurz 24/7 ZEN (Zero Emission Network), das Ziel, ein integriertes rSOC-System zu entwickeln, zu bauen und unter realen Bedingungen zu demonstrieren (Fig. 1). Im Zentrum steht eine containerisierte Anlage, die sowohl mit dem Strom- als auch mit dem Gasnetz kompatibel und zusätzlich für Off-Grid-Anwendungen ausgelegt ist.

Die im Projekt entwickelte Anlage ist da­rauf ausgelegt, im Elektrolysebetrieb (Solid Oxyde Electrolyser, SOE) mit einer elektrischen Leistung von bis zu 100 kW_el Wasserstoff zu produzieren und im Brennstoffzellenbetrieb (Solid Oxide Fuel Cell, SOFC) eine elektrische Leistung von 33 kW_el bereitzustellen. Neben der Wasserstoffproduktion wird auch die Möglichkeit zur Methanerzeugung untersucht, um die Integration in bestehende Gasinfrastrukturen zu erleichtern.

Das Projekt umfasst insgesamt 13 Partner aus Forschung und Industrie (Fig. 2), die gemeinsam an der Entwicklung von Komponenten, Systemintegration, Demonstration sowie techno-ökonomischer Bewertung arbeiten. Im Projektkonsortium sind auch drei Schweizer Partner vertreten:

• Solydera SA
• Hochschule Luzern (HSLU)
• OST – Ostschweizer Fachhochschule

Reversible SOE/SOFC-Technoloigie

Reversible Festoxidzellen (rSOC) unterscheiden sich von den anderen Technologien zur Elektrolyse und Rückverstromung: Während bei konventionellen Elektrolyseuren, die flüssiges Wasser aufspalten, für die Rückverstromung jeweils ein separates Brennstoffzellensystem erforderlich ist, kann die Festoxid-Technologie beide Funktionen in einem einzigen System vereinen. Der Stapel an Festoxidzellen ist der Kern der Anlage und ein wichtiger Treiber der Investitionskosten (CAPEX). Er kann in einem Betriebsmodus als Elektrolyseur mit Elektrizität Wasserstoff erzeugen oder in einem anderen Betriebsmodus als Brennstoffzelle Wasserstoff oder Methan verstromen. Nur das System um den Stapel an Festoxidzellen, die Balance of Plant, muss für beide Umwandlungspfade ausgelegt werden.

Der reversible Betrieb ist möglich, weil Festoxidzellen bei hohen Temperaturen von typischerweise 700 bis 850 °C betrieben werden und dadurch reversible elektrochemische Reaktionen erlauben. Im Elektrolysemodus (SOE) wird Wasser unter Einsatz thermischer Energie in Wasserdampf umgewandelt und elek­trische Energie für die Elektrolyse des Dampfs in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten (Power-to-X) [1]. Im umgekehrten Betrieb als Brennstoffzelle (SOFC) wird Wasserstoff oder ein wasserstoffhaltiges Gas wie Methan in den gleichen Festoxidzellen elektrochemisch umgesetzt und elektrische Energie erzeugt (X-to-Power). Ein entscheidender Vorteil der Festoxid-Technologie ist zusätzlich die hohe Systemeffizienz von Elektrizität zu Elektrizität von insgesamt 60%, wenn zur Dampferzeugung Abwärme genutzt werden kann, und 45% ohne Nutzung von Abwärme (Round Trip Efficiency, Power-to-X-to-Power).

Einsatzmöglichkeiten und Anwendungsszenarien

Neben der Demonstration und technischen Validierung liegt ein weiterer Fokus des Projektes 24/7 ZEN auf der Analyse der Wirtschaftlichkeit und der Identifikation geeigneter Marktanwendungen für rSOC-basierte Energiesysteme. Zur Bewertung des Potenzials der rSOC-Technologie wurden im Projekt die drei ursprünglichen Anwendungsszenarien [2] auf zwei reduziert [3]:

• Szenario 1: Integriert in Strom- und Gasnetz
• Szenario 2: Inselbetrieb (Off-Grid)

Die Auswahl dieser Szenarien ermöglicht eine systematische Analyse unterschiedlicher Einsatzfelder. Gleichzeitig lassen sich verschiedene Geschäftsmodelle von Stromspeicherung über Wasserstoffproduktion bis hin zur autarken Energieversorgung sowie technische und regulatorische Anforderungen vergleichen. Dadurch wird ersichtlich, unter welchen Bedingungen rSOC-Systeme ihren grössten Nutzen entfalten können.

Szenario 1: Integriert in Strom- und Gasnetz

Im Szenario 1 (Fig. 3) bezieht das rSOC-System bei einem Überangebot von erneuerbarer Elektrizität und tiefen – oft auch negativen – Elektrizitätspreisen über das Stromnetz erneuerbare Elek­trizität, um Wasserstoff zu erzeugen, der ins existierende Gasnetz (NG Grid) eingespeist wird oder lokal gespeichert wird (H₂ Storage). Bei der Einspeisung ins existierende Gasnetz wird der Wasserstoff mit dem im Gasnetz enthaltenen Gas (heute zum grossen Teil Methan) gemischt. Ist erneuerbare Elektrizität knapp, sodass die Strompreise am Markt steigen, wird Gas aus dem Gasnetz wieder in Elektrizität umgewandelt und ins Stromnetz eingespeist. Das Gas aus dem Gasnetz kann ein beliebiges Gemisch aus Wasserstoff und Methan sein. Es kann auch Wasserstoff aus dem lokalen Speicher verwendet werden. Das Gasnetz kann die Funktion eines grossskaligen Energiespeichers übernehmen und erlaubt es dem rSOC-System, flexibel auf Strompreise und Anforderungen des Stromnetzes zu reagieren. Dazu gehört auch, dass das rSOC-System dem Stromnetz primäre und sekundäre Regelleistung und Regelenergie je nach Zustand des rSOC-Systems in positive und negative Richtung anbieten kann, um das Stromnetz zu stabilisieren. Besonders relevant ist dieser Ansatz in Energiesystemen mit hohem Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien.

Szenario 2: Inselbetrieb

Im Szenario 2 (Fig. 4) wird das Energiesystem vollständig netzunabhängig betrieben. Erneuerbare Stromquellen versorgen ein lokales Energiesystem, wobei überschüssiger Strom, der in Solar- und Windanlagen (RES Plants) produziert wird, aber nicht gleichzeitig von den Verbrauchern (Load) verwendet werden kann, zunächst in einer Batterie gespeichert und bei voller Batterie zur Wasserstoffproduktion genutzt wird. Benötigen die Verbraucher mehr Elektrizität, als produziert wird, kann diese zunächst aus der Batterie zur Verfügung gestellt werden. Bei sich leerender Batterie wird der gespeicherte Wasserstoff wieder zur Stromerzeugung eingesetzt. Dadurch kann eine stabile, vollständig erneuerbare Energieversorgung ohne externe Netzanbindung realisiert werden.

Reversible SOE/SOFC für die Schweiz

Ein sehr interessanter Aspekt der Arbeit in einem europäischen Forschungsprojekt ist die Zusammenarbeit mit Partnerinnen und Partnern aus unterschiedlichen Ländern mit Energiesystemen, die Gemeinsamkeiten oder entscheidende Unterschiede zum Schweizer Energiesystem aufweisen. Daraus ergeben sich sehr spannende Diskussionen. Das Projekt 24/7 ZEN deckt dabei auch Anwendungen vom rSOC-System ab, die für die Schweiz irrelevant sind. Für die Partner in Griechenland ist der Inselbetrieb eines rSOC-Systems wortwörtlich gemeint, wenn es sich um eine Insel im Meer ohne Anschlüsse an das Elektrizitäts- und Gasnetz handelt. Zudem wird das Umschalten des rSOC-Systems zwischen Betrieb als Elektrolyseur und als Brennstoffzelle im Tagesrhythmus untersucht. Da die Schweiz über keine autarken Inseln im Meer verfügt, dafür über hohe Berge mit Pumpspeicherkraftwerken mit deutlich höherer Effizienz (Round Trip Efficiency) als rSOE-Systeme, sind diese beiden Anwendungen des rSOC-Systems für die Schweiz nicht interessant.

Der Einsatz eines rSOC-Systems in der Schweiz liegt weder im Inselbetrieb noch im Ausgleich von täglichen Schwankungen der erneuerbaren Stromerzeugung. rSOC-Systeme können in der Schweiz, ähnlich wie in Szenario 1 (Fig. 3), zwischen das Strom- und das Gasnetz geschaltet werden zum Ausgleich der saisonalen Verfügbarkeit von erneuerbarer Elektrizität in einem Massstab ab 1 MW elektrischer Leistung, also mindestens zehnmal grösser als der Demonstrator im Projekt 24/7 ZEN.

Die Schweizer «Energieperspektiven 2050+» [4] setzen stark auf die Elektrifizierung von Anwendungen, die heute noch aus fossilen Energiequellen gespeist werden (Wärmepumpen, Verkehr). Trotzdem sehen sie weiterhin eine Rolle für erneuerbare Gase wie Biomethan, grünen Wasserstoff und synthetisches Methan (aus Power-to-Gas-Prozessen) vor, sowie für andere chemische Energieträger (Biomasse, Derivate von Wasserstoff), insbesondere im Szenario «ZERO B». Das Forschungsprojekt Decarbonisation of Cities and Regions with Renewable Gases (DeCIRRA) hat diese Rolle untersucht und schlägt vor, welche Anwendungen unter welchen Gegebenheiten für erneuer­bare Gase sinnvoll sind [5]. Im Projekt Netztransformationsplan erneuerbare Gase (CH42) [6] stellen 25 Betreiber von Gasnetzen, SVGW sowie VSG fest, dass der verbleibende Teil der Gasversorgung vollständig erneuerbar sein wird und für deren Verteilung weiterhin eine Infrastruktur für den Transport und die Verteilung zur Verfügung stehen soll. Die bestehenden Netze werden aktuell auf ihre Kompatibilität mit Wasserstoff überprüft, es werden Überlegungen für eine Schweizer Wasserstoffinfrastruktur durchgeführt, die an das europäische Wasserstoffnetz (European Hydrogen Backbone) angeschlossen werden kann. Eine Analyse zur saisonalen Flexibilität [7] zeigt, dass Power-to-X, die Speicherung von X und X-to-Power eine der wenigen Optionen für saisonale Flexibilität im Energiesystem sind. Zudem gibt es Überlegungen, auch innerhalb der Schweizer Grenzen Speicher für Methan und Wasserstoff zu bauen [8] als Ergänzungen zu den existierenden Gasspeichern im französischen Jura, an denen sich die Schweiz mit einem Staatsvertrag beteiligt.

Mit diesen Randbedingungen sind rSOC-Systeme für die Schweiz sehr interessant, weil sie innerhalb der gleichen Installation sowohl die Umwandlung Power-to-X (vorwiegend im Sommerhalbjahr), als auch X-to-Power (vorwiegend im Winterhalbjahr) ermöglichen. Die Investitionskosten (CAPEX) verteilen sich so auf deutlich mehr Betriebsstunden, was sich günstig auf die Wirtschaftlichkeit auswirkt.

rSOC-Systeme erreichen höhere Effizienzen als konventionelle Elektrolyseure, insbesondere wenn zur Dampferzeugung Abwärme verwendet wird. Deshalb befinden sich interessante Standorte in der Schweiz dort, wo nicht nur im Stromnetz ein Überangebot an elektrischer Energie zur Verfügung steht, sondern auch Abwärme, die im Sommer wenig Abnehmer findet, zum Beispiel Kehrichtverbrennungsanlagen.

Die Einspeisung von Wasserstoff in das Gasnetz im Sommer ist nur möglich, wenn das Netz hohe Anteile an Wasserstoff oder sogar 100% Wasserstoff aufnehmen kann. Die Bemühungen des Projektes CH42 laufen in diese Richtung. Ohne Gasspeicher auf eigenem Boden kann die Schweiz Gasspeicher im europäischen Ausland nutzen, die Speicherung als Dienstleistung anbieten.