Die Referentinnen und Referenten erläuterten ihre Schnittstellen der Schweizer Wasserstoffinfrastruktur zu den umliegenden Ländern, und zeigten anhand von Beispielen die eindrückliche Entwicklung von Power-to-X-Technologien in Europa und weltweit auf. Eröffnet und moderiert wurden die 15. Expertinnen- und Expertengespräche von Prof. Dr. Markus Friedl, Leiter IET Institut für Energietechnik, OST.
Die Europäische Wasserstoff-Infrastruktur
Dr. Bettina Bordenet, Erneuerbare Gase / Forschungsfond der Schweizer Gasindustrie, Fachverband für Wasser, Gas und Wärme (SVGW)
Das Projekt «European Hydrogen Backbone» befindet sich in der ersten Umsetzungsphase. Das Netz wird immer dichter und bis 2030 soll auch die Schweiz daran angeschlossen sein (bei Oltingue und Griespass), bis 2040 ist die Transitgasleitung und der Anschluss bei St. Margrethen vorgesehen. Wichtig bei der Thematik des Aufbaus einer Wasserstoffinfrastruktur ist die Frage, ob diese zusätzlich zur bestehenden Methaninfrastruktur aufgebaut wird, oder diese ersetzt. Beim European Hydrogen Backbone wird davon ausgegangen, dass 60 % der Wasserstoffleitungen umgewidmete Leitungen sein werden, und 40 % neue Leitungen.
Dabei die positive Nachricht: grundsätzlich kann die bestehende Gasinfrastruktur für Wasserstoff genutzt werden, es braucht jedoch spezifische Abklärungen. Das heisst, die Leitungen können nicht einfach mit Wasserstoff geflutet werden, doch kann grösstenteils die bestehende Infrastruktur umgenutzt werden. Zurzeit werden die Regelwerke für Neubau als auch Umwidmung von Infrastrukturelementen wie Speicher, Leitungen, Ventile, Schieber, etc. für die Wasserstoffnutzung erweitert. Da Wasserstoff eine kleinere Dichte und dynamische Viskosität als Methan aufweist, ist der Druckverlust in den Leitungen beim Transport kleiner und erlaubt eine höhere Geschwindigkeit. Trotzdem ist die energetische Transportkapazität etwas kleiner im Vergleich zu Methan bei gleichem Druck und Durchmesser (etwa 85 – 90 %).
In der Schweiz macht sich die Transitgas AG bereit für Wasserstoff und hat erste Studien durchgeführt. Dabei konnte eine Verträglichkeit des bisherigen Netzes bis 10 % Wasserstoff festgestellt werden, jedoch ist auf der Transportebene die Beimischung so gut wie ausgeschlossen. Also wird entweder Methan mit nur bis zu 10 % Wasserstoff oder reiner Wasserstoff transportiert werden. Heute gibt es auf einem Teilstück der Transitgasleitung zwischen Ruswil und dem Süden der Schweiz nur eine Leitung, das heisst, dort bräuchte es entweder eine zweite Leitung oder man muss sich zwischen Wasserstoff und Methan entscheiden.
Die Niederlande ist hier etwas schneller unterwegs: das nationale Wasserstoffnetz soll bis 2030 gebaut sein (bzw. 85 % der Leitungen werden umgewidmete Gasleitungen sein). Der offizielle Baustart war im Herbst 2023. Die Niederlande sieht sich künftig in der Rolle als Energieknotenpunkt für verschiedene Energieträger wie Wasserstoff, CO2, Methan, aber auch Wärme. Auch in den restlichen Benelux-Ländern wie auch in Deutschland schreitet die Entwicklung des Wasserstoffnetzes voran.
Saisonale Energiespeicherung: Underground Sun Conversion - Flex Store
Andreas Kunz, Leiter Energie Anlagen, Energie 360° AG
Das Projekt «Underground Sun Conversion – Flexible Storage» entstand aus der Erkenntnis, dass die Schweiz durch die zunehmende Elektrifizierung saisonale Differenzen in der Stromproduktion und dem Energiebedarf haben wird. Die saisonale Energiespeicherung spielt deswegen eine zunehmend wichtige Rolle, und gleichzeitig soll die Gasversorgung der Zukunft klimaneutral sein. Mit der Technologie der Geomethanisierung, wie sie in diesem Projekt untersucht wurde, soll beiden Herausforderungen begegnet werden. Die Geomethanisierung funktioniert so, dass im Sommer mit Überschussstrom Wasserstoff produziert wird, welcher dann zusammen mit CO2 in den Untergrund eingebracht wird. In diesen Untergrundspeichern wandeln Archaeen diese beiden Edukte in Methan um. Dieses kann dann bei Bedarf im Winter wieder ausgefördert werden. Diese Lagerstätten im Untergrund erlauben die saisonale Speicherung grosser Energiemengen mit niedrigem Flächenbedarf an der Erdoberfläche.
Das Projekt wurde in einem internationalen Gremium durchgeführt. Der Schweizer Teil wurde von der Energie 360° geleitet, in Österreich war die RAG Austria AG im Lead, welche auch den Testspeicher betreibt, in welchem die Geomethanisierung ausprobiert wurde. Die Erkenntnisse aus dem Projekt zeigen, dass Geomethanisierung sowohl im Labor wie auch im Testspeicher gut funktioniert. Die Erkenntnisse aus den Feldversuchen sind zudem auch auf eine reine H2-Speicherung anwendbar, welche die RAG Austria AG in einem anderen Projekt prüft.
Neben der Testlagerstätte in Österreich wurde auch untersucht, ob so eine Geomethanisierung in der Schweiz möglich wäre. Dabei gelten die Rahmenbedingungen für den Untergrund: Die Temperatur für die Mikrobiologie soll zwischen 30 und 70 °C sein und der pH-Wert soll im Bereich 5-9 liegen. Damit das Gaslager dicht ist, ist es wichtig, dass oberhalb des möglichen porösen Speichers eine gasdichte, kuppelförmige Gesteinsdecke liegt (Cap Rock), damit das Gas nicht entweichen kann. Im Projekt konnten Gebiete identifiziert werden, bei welchen geeignete Schichten vorhanden sein könnten.
In der Schweiz besteht die Schwierigkeit, dass keine ausgeförderten Erdgaslagerstätten genutzt werden können, wie dies in Österreich der Fall ist. Der Vorteil dieser Lagerstätten wäre, dass bereits die Sicherheit besteht, dass die darüberliegende Gesteinsschicht gasdicht ist, und auch wären diese bereits erschlossen. In der Schweiz wäre nur ein sogenannter Aquiferspeicher möglich, das heisst, dass erst mit Gaseinbringung das im Untergrund vorhandene Wasser verdrängt werden müsste, damit anschliessend Gas eingespeichert werden kann. Dies erfordert eine sehr hohe Gasmenge und macht die Erschliessung eines Untergrundspeichers zusätzlich teurer.
Insgesamt kann festgehalten werden, dass eine Geomethanisierung technisch umsetzbar wäre, bei einer neuen Speichererschliessung aber wirtschaftlich schwierig ist. Eine reine Wasserstoffeinspeicherung ohne Geomethanisierung verbessert die Wirtschaftlichkeit, und ebenso die Nutzung eines bereits bestehenden Speichers.
Einblick in die internationale Entwicklung von E-Fuels
Zoe Stadler, Fachbereichsleiterin Power-to-Gas, IET Institut für Energietechnik, OST
Innerhalb der Internationalen Energieagentur IEA gibt es verschiedene Technologiearbeitsgruppen (sogenannte Technology Collaboration Programmes, TCP), zum Beispiel zu Bioenergie oder zu Wasserstoff. Im TCP zu Advanced Motor Fuels wurde vor zwei Jahren ein Projekt zu E-Fuels gestartet. Dieses hat den internationalen Austausch zum aktuellen Stand von E-Fuels in verschiedenen Ländern zum Ziel, mit Betrachtung der Technologien, der wirtschaftlichen und ökologischen Aspekte sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen.
E-Fuels (Elektro-Kraftstoffe) sind synthetische Kraftstoffe, die unter Verwendung von abgeschiedenem Kohlendioxid, Kohlenmonoxid oder Stickstoff und kohlenstoffarmem Wasserstoff hergestellt werden. Sie werden als E-Fuels bezeichnet, weil der Wasserstoff aus nachhaltigen Stromquellen gewonnen wird, z. B. aus Wasser-, Wind- und Sonnenenergie. Eine weitere Bezeichnung für E-Fuels, welche im europäischen Raum genutzt wird, ist «Erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologischen Ursprungs», auf Englisch: Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO).
E-Fuels sind eine wichtige Ergänzung zu Bio-Fuels. Es ist wichtig, die Synergien und Vorteile von E- und Bio-Fuels zu kombinieren, da Bio-Fuels zwar generell kostengünstiger in der Produktion, aber mengenmässig limitiert sind. Einige E-Fuels, wie Fischer-Tropsch-Kraftstoffe oder E-Methanol, können bereits heute mit Technologien mit hohem Technologiereifegrad hergestellt werden. Doch trotz des hohen Technologiereifegrads einiger Einzeltechnologien, kann in der Kombination in einer Gesamtanlage der Technologiereifegrad niedriger sein.
Der wichtigste Kostenfaktor bei der Herstellung von E-Fuels ist Wasserstoff, dessen Produktionskosten hauptsächlich von den Strompreisen und den Kapitalkosten abhängen. Um kostengünstigen Wasserstoff für eine wirtschaftliche E-Fuels zu erreichen, müssen sowohl die Stromkosten als auch die Kapitalkosten für den Elektrolyseur sinken. Angemessene Kohlenstoffpreise und niedrige Kosten für Strom aus erneuerbaren Energien sind entscheidend für die Verbesserung der wirtschaftlichen Wettbewerbsfähigkeit von E-Fuels.
Die Ergebnisse der Lebenszyklusanalysen zeigen, dass die Verwendung von erneuerbarem Strom und Wasserstoff der Schlüssel zu kohlenstoffarmen E-Fuels ist. Die Nutzung des Stromnetzes für die Herstellung von E-Fuels bringt in der Regel keine Vorteile bei der Verringerung der Treibhausgasemissionen im Vergleich zu den fossilen Ausgangskraftstoffen. E-Fischer-Tropsch-Kraftstoffe und E-Methanol bieten in Verbindung mit erneuerbarem Strom und/oder H2 im Vergleich zu ihren fossilen Pendants erhebliche Vorteile bei der Reduzierung der Treibhausgasemissionen.
Schweizer Wasserstoffkompressoren für die Weltmärkte
Veronika Schelling, H2 for Mobility & Energy Leader, Burckhardt Compression AG
Die Schweizer Firma Burckhard Compression AG produziert Kolbenkompressoren für den Weltmarkt, u.a. auch für die Wasserstoffmobilität und -infrastruktur. In den vergangenen Jahrzehnten spielte Wasserstoff vor allem für Raffinerien und die Chemieindustrie eine wichtige Rolle. Neu kommen Anwendungen wie Mobilität und Energieversorgung hinzu.
Diese Anwendungen erfordern zunehmend ölfreie Kompressoren für Wasserstoff. Hierzu hat Burckhardt Compression mehrere laufende Projekte, eines davon ist das Innosuisse Projekt «Low-Cost Hydrogen Refuelling Station» in Zusammenarbeit mit dem IET Institut für Energietechnik, Swagelok Schweiz und Endress+Hauser. Weiter entwickeln sie einen neuen ölfreien Kolbenkompressor im Projekt «H2 booster».
Burckhardt Compression hat aber auch schon viel Erfahrung in der Wasserstoffkompression, so eine Gaseinspeisestation in ein Industrie-Wasserstoffnetz in den Niederlanden, oder eine Wasserstoffverflüssigung in den USA. In den Niederlanden wird zudem ein Wasserstoffspeicher in Form eines Kavernen-Speichersystems geplant, welcher dem Wasserstoffnetz etwas Flexibilität zur Verfügung stellt (Projekt HyStock). Falls der Investment-Entscheid positiv ausfällt, sollte der erste Speicher 2028 bereit für den Anschluss ans Wasserstoffnetz sein. Dabei kann eine Salzkaverne 240 GWh Energie speichern in Form von Wasserstoff.
14 Jahre synthetisches Methan
Dr. Hermann Pengg, ehemals Inhaber KIWI AG
Die Idee für ein Power-to-Gas-Projekt entstand vor dem Hintergrund, dass man Strom in Form von Gas im Gasnetz speichern wollte. Ein erster Prototyp mit einem 25 kW Elektrolyseur konnte 2010 gebaut werden, und die Solarfuel GmbH wurde gegründet. Nach diesem erfolgreichen Start wurde eine leichte Skalierung der Technologie angestrebt, um Erfahrungen zu sammeln. Audi zeigte sich interessiert, stellte sich jedoch einen grösseren Skalierungsschritt vor. Den technischen Bedenken zum Trotz wurde nun eine 6 MW Anlage geplant, also eine 240-fache Skalierung. So entstand die Power-to-Gas-Anlage in Werlte – mit dreimal 2-MW-Elektrolyseuren sowie einer katalytischen Methanisierung. Mit dieser Methanisierung konnte bereits nach 20 Minuten eine einspeisefähige Gasqualität erreicht werden, die Technologie erwies sich als sehr dynamisch im Einsatz. Später hat die Kiwi AG die Power-to-Methan-Anlage in Werlte an Hy2Gen verkauft.
Die Kosten der Wasserstoffproduktion und auch der Methanisierung sind derzeit noch hoch, doch eine Kostenreduktion mit zunehmender Erfahrung und Installationsmenge wird erwartet. Wenn hierbei zum Beispiel die Entwicklung der PV-Solarmodule betrachtet wird, zeigt sich eine Entwicklung der Installationskapazität um den Faktor 10'000 im Zeitraum 1996 bis 2021. In diesem Raum haben sich die Investitionskosten für Solarmodule um 95 % reduziert.
Der Produktionsprozess von E-Methan ist einer der effizientesten Power-to-X-Prozesse, für diesen Teilprozess betragen die Investitionskosten weniger als 10 % der Gesamtinvestitionen einer Power-to-Methan-Anlage. Der Vorteil von E-Methan ist, dass dieses mit der bestehenden Erdgasinfrastruktur transportiert und gespeichert werden kann. Ein Nachteil ist, dass es CO2 für die Produktion braucht. Bisher war das Wachstum von E-Methan aufgrund fehlender gesetzlicher Rahmenbedingungen sehr begrenzt. Die Kosten für E-Methan könnten jedoch aufgrund der Erfahrungskurve und zunehmender saisonaler Wind-/PV-Überkapazitäten innerhalb eines Jahrzehnts den fossilen Benchmark erreichen.
E-Methan (oder reines H2, sofern eine H2-Infrastruktur vorhanden ist) ist für Zeiten der Knappheit an erneuerbarer Elektrizität notwendig, wenn der Anteil an erneuerbaren Energien sich 100 % nähert. Bereits heute jedoch kann E-Methan zur Defossilisierung von Lkws, Schiffen und allen Prozessen, die heute Erdgas verwenden, eingesetzt werden.
Wasserstoff für die globale Power-to-X Wirtschaft
Prof. Dr. Christian Breyer, Professor für Solarwirtschaft, Universität Lappeenranta in Finnland
Aktuell findet ein starker Ausbau von PV-Solaranlagen sowie Windkraftanlagen statt – zukünftig wird die Stromversorgung durch diese beiden Technologien dominiert werden. Dabei wuchs die installierte PV-Menge um +30% im Jahr 2022, und um +70% im Jahr 2023. Der Ausbau der neuen Installation wird durch diese beiden Technologien geprägt. Die fossile und nukleare Stromproduktion wird zunehmend irrelevant.
Der Anteil der Wasserkraft geht zurück, was eine Folge des allgemeinen Kapazitätsanstiegs sowie der Limitierung aufgrund Nachhaltigkeitsaspekten ist. Die Bioenergie (inkl. Abfall) bleibt auf einem konstant niedrigen Anteil, neue Kohlekraftwerke sind kurz vor dem Auslaufen. Neue Gaskraftwerke gehen zurück, da die sehr hohen Gaspreise diese Kraftwerke in den Spitzenlastbetrieb treiben. Die Kernenergie ist bereits heute nahezu vernachlässigbar.
Modellierungen zeigen, dass die Energiezukunft sehr stark auf Elektrizität basieren wird, wobei ein Kernmerkmal die Power-to-X-Wirtschaft ist. Die Primärenergieversorgung wird aus erneuerbarem Strom (hauptsächlich PV plus Windkraft) kommen, und Prozesse werden - wo immer möglich - direkt elektrifiziert (Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Entsalzung, etc.). Indirekt werden zudem weitere Prozesse mittels E-Fuels elektrifiziert, so z.B. die Luft- und Schifffahrt, wie auch die Chemie- und Stahlindustrie.
Wird dabei der Bedarf für chemische Speicher wie Wasserstoffspeicher für verschiedene Regionen weltweit betrachtet, zeigt sich, dass vier typische Muster erkennbar sind. Während Puerto Rico eher einen Tag-Nacht-Ausgleich braucht, ist in Hawaii die Saisonalität stark ausgeprägt ohne Tag-Nacht-Differenz. In Finnland ist dank der Windkraft keine Saisonalität und auch keine Tag-Nacht-Differenz erkennbar – hier wird der Speicher gebraucht für den Zeitraum, wenn Flaute herrscht. In Spanien ist ein Mix erkennbar: wegen der Photovoltaik ist eine Differenz zwischen Sommer und Winter, wie auch zwischen Tag und Nacht gut erkennbar. Der Wasserstoffspeicher kann also, je nach Region, die Funktion als Saisonspeicher (Hawaii), als Tagesspeicher (Puerto Rico), als Pufferspeicher (Finnland) oder als Mix der verschiedenen Speicherformen übernehmen.
Schlüsselelemente des entstehenden energiewirtschaftlichen Systems sind eine umfassende Elektrifizierung (direkt und indirekt) aller Bedarfe, dabei ist die dominierende Primärenergiequelle die Solar-PV und Windkraft. Wasserstoff dient als Teilmenge der Power-to-X-Wirtschaft, wobei die Flexibilität eine grosse Rolle spielt. Sie wird durch Speicher, aber auch Netze, Nachfragereaktionen, etc. hergestellt. Zusätzlich bildet die Produktion von E-Fuels und E-Chemicals eine Grundlast.
Der Wasserstoff stellt in der Zukunft Lösungen bereit, wenn eine direkte Elektrifizierung nicht möglich ist, da letztere in der Regel effizienter und kostengünstiger ist. Die Hauptnachfrage nach Wasserstoff werden die folgenden Technologien bilden: E-Treibstoffe und E-Chemikalien (E-Ammoniak, E-Methanol, E-Kerosin-Düsentreibstoff, E-Methan, E-Wasserstoff) und E-Materialien (E-Stahl, E-Kohlefaser). Dabei übernimmt Wasserstoff die Rolle als Zwischenenergieträger in Power-to-H2-to-X-Routen als Teil der Power-to-X-Wirtscha