Plattform für Wasser, Gas und Wärme
Die meisten Fachleuten sind sich darin einig: Eine Energietransformation, die auf vollständige Elektrifizierung zielt, ist weder energetisch noch wirtschaftlich die effizienteste Variante. Erneuerbare Gase und andere chemisch gebundene Energieträger werden eine Rolle spielen müssen, um Städte, Regionen und die Industrie zu defossilisieren. Aber schon beim nächsten Schritt herrscht grosse Unsicherheit: Wird es in Zukunft noch ein Gasnetz im Boden vor der Haustür geben? Und wenn ja, was wird darin fliessen? Wasserstoff, Biomethan oder eher eine Mischung? Was kann man in Regionen ohne Gasnetz tun, um fossile Ölprodukte zu ersetzen? Welche Rolle wird CO2 dabei spielen? Wird es als Rohstoff genutzt oder als Abfall eingelagert? Woher kommt der Wasserstoff – lokal produziert oder importiert? Und mit welcher elektrischen Energie wird Wasserstoff in der Schweiz produziert?
Das Flagship-Projekt DeCIRRA von Innosuisse (s. Box) widmet sich seit drei Jahren diesen sowie weiteren Fragen. Wenn man die Nutzung von Biomethan untersucht, muss man inhärent mitbeantworten, wofür die als Ausgangsstoff nötige Biomasse am besten eingesetzt werden kann, und wofür eben nicht. Dadurch sind auch andere Themengebiete betroffen: Wie können nicht vermeidbare Treibhausgas-Emissionen entweder aufgefangen und sequestriert oder durch negative Emissionen an anderen Stellen ausgeglichen werden? Und welche Negativ-Emission-Technologien (NET) braucht es dafür? Um eine robuste, umsetzbare Lösung zu finden und somit eine systemische Innovation zu erreichen, müssen alle diese Aspekte zusammengedacht werden. Inkompatible Teillösungen helfen nicht weiter.
Um diese Fragestellung aus der Perspektive des Gesamtenergiesystems zu beantworten, werden im DeCIRRA-Projekt verschiedene Methoden miteinander kombiniert, z. B. Experimente, Analysen der Bedürfnisse von Stakeholdern, Analysen des Energiesystems, Analysen von politischen Massnahmen, Analysen verschiedener Szenarien und Machbarkeitsstudien von konkreten Projekten mit Umsetzungspartnern.
Mit Experimenten und Simulationen werden Schlüsseltechnologien wie die Herstellung von Biomethan durch Biogasaufbereitung und Power-to-Gas untersucht. Dabei wird analysiert, wie flexibel diese Technologien im Teillastbereich betrieben werden können, um sich saisonalen Schwankungen anzupassen, und welche Auswirkungen diese Teillastfähigkeit auf die Wirtschaftlichkeit hat.
Mithilfe des Swiss Energy Scope-Modells (SES-ETH) der ETH Zürich werden vier mögliche Wege der Schweiz zu Netto-Null-Emissionen analysiert. Die Wege unterscheiden sich hinsichtlich technischer Fortschritte (z. B. Carbon Dioxide Removal, CDR) und der Integration bzw. Zusammenarbeit der Schweiz mit dem Ausland [1]:
Mit der Analyse werden politischen Akteuren Entscheidungshilfen zur Anpassung notwendiger Infrastruktur und politischen Massnahmen bereitgestellt sowie offene Fragen identifiziert. Beim genannten Beispiel CDR werden neben den technischen Potenzialen und den Kosten auch die regulatorischen Randbedingungen betrachtet
Wichtige Informationen und Anregungen werden aus den mehr als einem Dutzend konkreten Machbarkeitsstudien und Umsetzungsprojekten der Implementierungspartner gewonnen. Unter diesen Partnern finden sich neben Verbänden und Technologieanbietern auch Energieversorger, eine Gemeinde, ein Kanton und Stadtwerke, die mithilfe der Forschungspartner ihre lokalen Projekte voranbringen konnten. Dies ermöglichte es, die Bedürfnisse und realen Probleme bei der Umsetzung der Energietransformation zu erkennen und wertvolles Praxiswissen zu erhalten. Erkenntnisse werden mit anderen Konsortialpartnern geteilt unter Wahrung der Bedürfnisse hinsichtlich Vertraulichkeit. In einer Reihe von Workshops werden zusätzlich auch die regulatorischen Randbedingungen und Hindernisse identifiziert.
Um eine systemische Betrachtung der verschiedenen Themengebiete zu erreichen, wurde im Rahmen eines White Papers ein konsistentes Gesamtbild entwickelt. Es stellt sich heraus, dass einige der Schlussfolgerungen ohne Weiteres für die ganze Schweiz anwendbar sind. So zeigen die schweizweiten Szenarien, dass das Abscheiden von CO2-Emissionen von grossen Punktquellen mit dem Ziel des Abtransports und der nachfolgenden Speicherung (Sequestrierung), d. h. CCTS (Carbon Capture Transport and Storage) zur Erreichung des Netto-Null-Ziels wichtig ist. Hierbei sind insbesondere solche Treibhausgas-Quellen interessant, die aus Biomasse stammen, da diese als negative Emissionen angerechnet werden können, d. h. durch sie wird effektiv CO2 der Atmosphäre entzogen. Dadurch werden schwer zu vermeidende Emissionen an anderer Stelle, z. B. in der Landwirtschaft, ausgeglichen. Die erwarteten Mengen von mindestens 7 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr machen den Bau von Pipelines erforderlich. Da die Speicherung von gasförmigem CO2 im Schweizer Untergrund noch unklar ist, sollte ein Anschluss an ein zukünftiges europäisches CO2-Transportnetz unbedingt berücksichtigt werden.
Die Transportinfrastrukturen fĂĽr Methan, Wasserstoff und COâ‚‚ werden jedoch regional, abhängig von Nachbarregionen und Entwicklungen im Ausland, sehr unterschiedlich verfĂĽgbar sein. Es wird daher im DeCIRRA White Paper zwischen schweizweit geltenden Entwicklungen und regionalen Entwicklungen unterschieden, die von der jeweils vorhandenen Infrastruktur abhängen.Â
Die in der Schweiz vorhandenen Ressourcen sind und bleiben limitiert (erneuerbare Energien, Flächen, Bauland etc.). Sie müssen möglichst effizient und effektiv genutzt werden, um die inländische Wertschöpfung zu verbessern und die Eigenversorgung zu erhöhen. Ortsgebundene Energien (z. B. Wärme und nasse Biomasse, die nicht weit transportiert werden können) sollen daher immer zuerst vor Ort genutzt werden. Umgekehrt stehen nicht ortsgebundene und gut transportierbare Energieträger (Holz, Biomethan, H2, Methanol etc.) für Energiedienstleistungen zur Verfügung, die anders nicht erbracht werden können, z. B. Hochtemperaturwärme für die Industrie, s. Baldini et al. [2].Entsprechend müssen Fehlanreize in den nationalen und kantonalen Gesetzen und Regelwerken beseitigt werden – z. B. Förderinstrumente für Biomasseanlagen, welche die Stromerzeugung begünstigen.
Bei der Erzeugung elektrischer Energie wird die Produktion mittels Wasserkraft und Photovoltaik dominieren, wie dies auch in der Energiestrategie 2050 des Bundes angestrebt wird. Für den Tag/Nacht-Ausgleich bieten sich neben den Pumpspeicherkraftwerken vor allem lokale Prosumer-Gemeinschaften an, die durch Nachfrage-Management und mit Batterien (z. B. bi-direktional ladenden Elektrofahrzeugen oder stationären Batterien) den Regelungsbedarf im Stromnetz verringern. Die Anpassung der Stromerzeugung an die jahreszeitlichen Schwankungen wird durch mehr Windkraftwerke und alpine Solaranlagen verbessert. Darüber hinaus braucht es neben Importen auch Kraftwerke, die Strom aus speicher- und transportierbaren chemischen Energieträgern erzeugen (z. B. grüner Wasserstoff, erneuerbares Methan und Methanol), um die Stromversorgung stets sicher und stabil gewährleisten zu können.
Â
Der Wärmebedarf in den Gebäuden wird durch bessere Isolation minimiert und der verbleibende Bedarf, wenn immer technisch und wirtschaftlich zweckmässig, über Wärmenetze mit industrieller Abwärme und Wärmepumpen gedeckt werden. Energiegase, insbesondere Biomethan, können aber wichtige Beiträge in eng bebauten Innenstadtbereichen (z. B. Altstädten) und bei der Abdeckung der Spitzenlast von Wärmenetzen leisten – am besten in Blockheizkraftwerken mit gleichzeitiger Stromerzeugung.
Viele derzeit fossil betriebene Strassentransportmittel werden dank der immer besseren Batterietechnik elektrifiziert sein; in wenigen Fällen (abhängig von der benötigten Reichweite) können LKW, Busse, Spezialfahrzeuge (z. B. Kanalreinigung) oder Baumaschinen mit Wasserstoff betrieben werden. Flüssige Treibstoffe sind zwingend erforderlich für die Defossilisierung des Flugverkehrs (Sustainable Aviation Fuels, SAF). Eine Produktion in der Schweiz ist wichtig für die Entwicklung der Technologien, dürfte sich aber aus Kostengründen auf den Bedarf des Militärs und allenfalls auf den Dieselbedarf von Einsatzfahrzeugen der Blaulichtorganisationen wie Feuerwehr u. ä. beschränken.
Schon vorhandene Infrastruktur wird aus volkswirtschaftlicher Effizienz möglichst weiter- oder umgenutzt werden. Das internationale Gasnetz mit den Anschlüssen an die Gasspeicher in den Nachbarländern sowie der zukünftige Anschluss an das europäische Wasserstoffhochdrucknetz (European Hydrogen Backbone, EHB) erlaubt die Verschiebung von Erzeugung und Verbrauch zwischen den Jahreszeiten (z. B. Sommer in den Winter) von Wasserstoff und Biomethan auf europäischer Ebene.
Die im vorherigen Abschnitt dargestellten Kernaussagen für die Schweiz lassen Handlungsfelder offen, bei denen die sinnvollen Lösungen oder Empfehlung von den jeweils in einer Region vorhandenen Infrastruktur abhängen. Die folgenden Leitfragen helfen, Wasserstoff, Methan, CO₂ und Biomasse-Nutzung zusammen zu denken und so für jede Region eine robuste konsistente Lösung zu finden, abhängig von der vorhandenen Infrastruktur für den Transport von Wasserstoff, Methan und Kohlendioxid:
Bei der wissenschaftlichen Arbeit der Forschungspartner und den Diskussionen mit den Implementierungspartnern ergeben sich einige Aspekte, die helfen, die Leitfragen sinnvoll für jeden Typ von Region zu beantworten. Industrielle Gasnutzer etwa brauchen vor allem ein brennbares Gas, nur die wenigsten brauchen Wasserstoff als Molekül. Dies eröffnet neue Perspektiven. So könnte Wasserstoff aus dem EHB zu kompetitiven Preisen importiert werden, der hauptsächlich zur Versorgung grosser Industriegebiete dienen dürfte. Zudem ist es relativ einfach, aus der einheimischen Biomasse Biogas bzw. einspeisefähiges Biomethan herzustellen, allenfalls verstärkt durch Power-to-Gas im Sommer. Da der industrielle Methanbedarf gegenüber heute sinken wird (Deindustrialisierung, teilweise Elektrifizierung der Verbraucher, Anschluss an den EHB), kann das inländische Potenzial für erneuerbares Methan einen signifikanten Beitrag leisten. Es kann also Sinn ergeben, in einigen Regionen der Schweiz das Gasnetz für die Versorgung von Industriegebieten nicht auf Wasserstoff umzustellen, sondern mit erneuerbarem Methan weiterzubetreiben. In solchen Regionen ist es zweckmässig, die nasse Biomasse prioritär für die Erzeugung von Biomethan einzusetzen.
Ebenso können lokale Stromüberschüsse (z. B. im Sommer aufgrund des hohen PV-Anteils) in Regionen ohne Wasserstoffnetz für Power-to-X eingesetzt werden, also für die Wasserstoffherstellung mit anschliessender Umsetzung von Kohlendioxid zu Methan oder Methanol. Eine Insellösung für Wasserstoffproduktion und -nutzung kann sinnvoll sein, wenn ein Anschluss an den EHB angestrebt wird. Ohne Perspektive auf einen Anschluss an den EHB kann mit saisonal flexiblen Power-to-X-Lösungen (Methan oder Methanol) eine hohe lokale Wertschöpfung ermöglicht werden. Wenn es im Winter bei den Kunden einen Wärmebedarf gibt, kann mit Wärme-Kraft-Kopplung auch Winterstrom produziert werden.
Für Negativemissionen kann die CO2-Transportinfrastruktur mitgenutzt werden, die ohnehin für den Abtransport von fossilem oder geogenem CO2 aus Kehrrichtverbrennungsanlagen (KVA) und Zementwerken aufgebaut werden muss. Dies betrifft vor allem den biogenen Anteil aus KVA und alle anderen Biomasse verarbeitende Prozesse in der Nähe dieser Infrastruktur. Bei Holz ergibt sich eine starke Nutzungskaskade: Möglichst viel Holz sollte in den Gebäudebau gehen, damit eine nachhaltige Waldbewirtschaft ökonomisch gefördert wird. Mit der Realisierung von Holzbauwerke werden gleichzeitig energieintensive Materialien wie Zement und Stahl subsituiert. Holzabfälle, die sich dafür nicht eignen, können in erneuerbares Methan, erneuerbares Öl (z. B. Pyrolyseöl) oder Biochar (Pflanzenkohle) umgewandelt werden, wobei letzteres auch eine Negativemission darstellt.
Nasse Biomasse, wie Gülle oder Klärschlamm, kann in Gegenden ohne Gasnetz und bei fehlender thermischer Nutzungsmöglichkeit von Biogas alternativ in Hydrochar umgewandelt werden. Dabei können wertvolle Ressourcen wie Phosphor und Stickstoff zurückgewonnen werden. Gesetzlich sollte die Nutzung und Speicherung von Hydrochar dringend geregelt werden, damit eine Planungssicherheit für die Akteure besteht.
Aufgrund dieser Abwägungen wurden Prioritäten erarbeitet und daraus Handlungsempfehlungen abgeleitet, welche die fünf Leitfragen in Abhängigkeit von der vorhandenen lokalen bzw. regionalen Infrastruktur beantworten.
Figur 1 zeigt die Gasinfrastrukturen sowie räumliche Verteilung der Biomassepotenziale in der Schweiz. Ein zukünftiges Wasserstoffnetz in der Schweiz wird vermutlich nur wenige industrielle Zentren versorgen, in den anderen Gebieten könnte Biomethan einen wichtigen Beitrag übernehmen.
Die räumliche Verteilung wichtiger CO2-Punktquellen in der Schweiz sind in Figur 2 festgehalten. CO2-Leitungen könnten zumindest teilweise entlang der bestehenden Hochdruck-Gasleitungen und des zukünftigen Wasserstoffnetzes verlaufen. Die Thematik Raumplanung/Sachplanung ist früh in die Planung von CO2-Transportinfrastruktur zu integrieren
Das hier vorgestellte Gesamtbild beruht auf dem Zusammendenken der Teilresultate und Erkenntnisse aus den verschiedenen Untersuchungen und den Umsetzungsprojekten mit den Implementierungspartnern. Es bedarf aber noch einer Überprüfung durch ein geeignetes Energiesystemmodell mit ausreichender Detaillierung. Energiesystemmodelle auf nationaler Ebene, die alle Technologien beinhalten, decken von Tabelle 1 nur die Situation ab, in der alle Gastransportinfrastrukturen, also für Wasserstoff, Methan und CO₂ gleichzeitig vorhanden sind. Für die Überprüfung der Handlungsempfehlungen bzw. zur Ableitung des besten Pfads dahin sind zusätzlich regional aufgelöste oder auf Regionen fokussierte Modelle notwendig, die auch die technologischen Kosten und Importpreise berücksichtigen.
Die regulatorischen Vorgaben setzen derzeit starke Anreize, Elektrolyseure direkt an Laufwasserkraftwerken zu errichten, um Netzentgelte zu vermeiden. Für diesen Fall bestehen zukünftig auch Erleichterungen für das Bauen ausserhalb der Bauzone. Möglicherweise führt dies dazu, dass die Elektrolyseure weiter von industriellen Verbrauchsstätten entfernt sind, was einen erhöhten Transportbedarf für Wasserstoff mit entsprechenden Kosten mit sich bringen kann. Es sollte deshalb geprüft werden, ob weitergehende Entlastungen bei den Netzentgelten oder andere Anreize zur Errichtung von Elektrolyseuren in den Industriegebieten eingeführt werden sollen. Des Weiteren sollte geprüft werden, wie im Einklang mit den Vorgaben der Europäischen Union die Entflechtungsregeln präzisiert werden könnten, um sektorenkoppelnde Geschäftsmodelle nicht unnötig zu erschweren.
Â
[1] Guidati, G. et al. (2024): Future use of Carbon Management to achieve Emissions Reductions and Removals in Switzerland: Scenario and Modeling Analysis, DeCIRRA SP3 Scenario Report Dec. 2024.
[2] Baldini, L. et al. (2023): Die richtige Ressource am richtigen Ort für den richtigen Zweck – Leitlinien für mehr Unabhängigkeit in der Energieversorgung. Reflexionen des Wissenschaftlichen Beirats der aeesuisse, März 2023
Das 2022 initiierte Projekt DeCIRRA (Decarbonisation of Cities and Regions with Renewable gAses) ist eine inter- und transdisziplinäre Zusammenarbeit von Ingenieurinnen und Ingenieuren aus drei Fachhochschulen – Hochschule Luzern (HSLU), Ostschweizer Fachhochschule (OST) und Haute Ecole d'Ingénierie et de Gestion du Canton de Vaud (HEIG-VD) –, der ETH Zürich sowie Politikwissenschaftlern und Ökonominnen der Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften (ZHAW) mit einem Juristen der Universität Luzern sowie mit vielen Implementierungspartnern unter der Leitung des Paul Scherrer Instituts (PSI). Als Plattform bringt DeCIRRA Fachleute aus unterschiedlichen Bereichen zusammen, um sich auf kritische Aspekte der Sektorkopplung und die Produktion von erneuerbaren Gasen, einschliesslich Power-to-Gas, zu konzentrieren.
«AQUA & GAS» gibt es auch als E-Paper. Abonnenten, SVGW- und/oder VSA-Mitglieder haben Zugang zu allen Ausgaben von A&G.
Den «Wasserspiegel» gibt es auch als E-Paper. Im SVGW-Shop sind sämtliche bisher erschienenen Ausgaben frei zugänglich.
Kommentare (0)