Potenzialanalyse Power-to-Gas

Im Auftrag des Bundesamtes für Umwelt (BAFU) haben Forscher der Empa gemeinsam mit PSI-Wissenschaftlern eine beinahe 200-seitige Studie zum Potenzial «Power-to-Gas» in der Schweiz erstellt. Ihre Betrachtungen umfassen Technologien, CO2, Standorte, Elektrizität, Wirtschaftlichkeit und Einsatz in der Mobilität.

In dieser Studie wurden die technische Machbarkeit sowie die Potentiale von Power-to-Gas (PtG) für die Umwandlung von überschüssigem Strom in chemische Energieträger (Wasserstoff, Methan, flüssige Kohlenwasserstoffe, etc.) in der Schweiz untersucht. 

Power-to-Gas (PtG) gehört zu einer Gruppe von Verfahren zur Umwandlung von Strom in chemische Energieträger (Wasserstoff, Methan, flüssige Kohlenwasserstoffe). Im Fokus dieser Studie liegt die Umwandlung von Stromüberschüssen aus erneuerbaren Energiequellen als Treibstoff für die Mobilität. Dabei ist zentral, dass nur erneuerbare, aber keinesfalls Stromüberschüsse aus fossilen Quellen verwendet werden, denn nur so ist PtG eine mögliche Option, um einen umfangreichen Ausbau erneuerbarer Energien zu unterstützen und gleichzeitig fossile CO2-Emissionen in anderen Energiesektoren zu reduzieren.

Mit dem geplanten Ausbau der Photovoltaik (PV) in der Schweiz und im Rest von Europa wird es systembedingt zu temporären Überschüssen, bzw. Defiziten bei der Elektrizitätsproduktion relativ zum Elektrizitätsverbrauch kommen. Neben anderen, effizienteren und günstigeren Optionen zur Speicherung und Kopplung von Sektoren (z.B. Batterien, Elektromobilität, vehicle-to-grid, etc.), hat PtG insbesondere den Vorteil der kostengünstigeren und besser skalierbaren Speicherbarkeit von Energie.

Dies erlaubt, Angebot und Nachfrage besser über lange Perioden (auch saisonal) zu entkoppeln, was zusätzliche Flexibilität und Möglichkeiten zur Sektorkopplung erlaubt.

Obwohl durch die zwei Umwandlungsschritte von Strom zu Wasserstoff (Elektrolyse, ηHi ≈ 60 – 75 %) und von Wasserstoff zu Methan (Methanisierung, ηHi ≈ 75 – 83 %) relativ hohe Energieverluste (Spanne der möglichen auf den Heizwert bezogenen Gesamtwirkungsgrade PtG, ηHi ≈ 45 – 62 %) auftreten und PtG heute noch vergleichsweise teuer ist, ist der Gewinn an Flexibilität in der Nutzung des synthetischen chemischen Energieträgers in anderen Energiesektoren, insbesondere durch die bessere Speicherbarkeit, ein klarer Vorteil. Wird zudem die Methanisierung mit einer Hochtemperatur-Elektrolyse (SOEC) zur Erzeugung des Wasserstoffs gekoppelt, so dass die Abwärme der Methanisierung für die Elektrolyse genutzt wird, liessen sich prinzipiell deutlich höhere Gesamtwirkungsgrade erzielen [1].

Aktuell noch nicht wirtschaftlich

Unter den gegenwärtigen Randbedingungen ist ein wirtschaftlicher Einsatz von PtG nur schwer möglich. Auch fehlen zur Zeit die Stromüberschüsse, welche durch PtG genutzt werden könnten.

Für ein Energiesystem, welches zukünftig in erster Linie erneuerbare Elektrizität als Primärenergieträger nutzen soll, ist PtG als eine Technologie, die den Einsatz von Elektrizität flexibilisieren kann sehr wichtig.

Sie erlaubt einen gesteigerten Nutzungsgrad der Erzeugung von erneuerbarer Elektrizität, vor allem bei temporärer Überversorgung, die nicht zeitnah in elektrischer Form verbraucht oder beispielsweise in Speicherwerken längerfristig gespeichert werden kann. Für einen wirtschaftlichen Einsatz von PtG bräuchte es vor allem geringere Kapitalkosten, geringeren Platzbedarf und höhere Umwandlungswirkungsgrade sowie Randbedingungen, die den Nutzen von PtG im Zusammenhang mit in gesamtsystemischer Sicht in Zukunft greifen lassen. Zudem bräuchte es genügend Abnehmer, eine ausreichend hohe Differenz zwischen dem Marktpreis des Produktes und dem Preis des «erneuerbaren Stromüberschusses» (Strom aus erneuerbarer Energie, welcher nicht anderweitig genutzt werden kann), sowie passende Speichermöglichkeiten. Nur so könnten die installierte Gesamtkapazität und damit die Investitionen in PtG-Anlagen möglichst gering gehalten und die Anzahl an Volllaststunden erhöht werden. Zudem müssten Verfügbarkeiten, zeitliche Profile der Nachfrage und die Speichertypen/-grössen aufeinander abgestimmt sein. Notwendige Hilfsstoffe, in erster Linie CO2 als Edukt der Methanisierung, können ebenfalls eine Einschränkung sein, wenn sie zu teuer sind, da sie beispielsweise zu weit transportiert werden müssen.

In dieser Studie wird, in Form von Szenarioanalysen, vertieft auf eben genannte Zusammenhänge und Abhängigkeiten bei der Nutzung von PtG für saisonale Stromüberschüsse beim Ausbau der PV eingegangen und daraus die technische Machbarkeit und die Potentiale von PtG in der Schweiz abgeschätzt. In diesem Zusammenhang wird die Systemgrenze «Schweiz» gewählt, da im Sinne eines Worst-Case-Szenarios angenommen wird, dass im Sommer überschüssiger erneuerbarer Strom (aus Sonne und Wind) meist gleichzeitig auch in den benachbarten Regionen der Schweiz anfällt, und somit eine internationale Vernetzung durch Import/Export nicht unmittelbar weiterhilft. Dazu werden GIS-Werkzeuge und historische, hoch aufgelöste Zeitreihen verwendet, um räumlich und zeitlich detaillierte Abschätzungen für die Schweiz zu machen. Es wird damit versucht, mit einem Top-down-Ansatz einen Eindruck zu bekommen, welche Bedingungen in einem zukünftigen Schweizer Energiesystem herrschen könnten und wie diese den Einsatz bestimmter Technologien notwendig machen könnten.

In einem ersten Schritt werden die gängigsten Technologien der PtG Hauptkomponenten und deren Funktionsweise, Vor- und Nachteile, Stand-der-Technik, Wirkungsgrade und Kosten untersucht. Der Fokus liegt dabei vor allem auf den verschiedenen Elektrolyseverfahren, da diese Kern und erster Schritt in PtG-Verfahren sind. In der Regel fällt hier auch der Hauptteil des Wirkungsgradverlustes an (ηHi ≈ 65 – 75 %). Alkalische Elektrolysen (AEC) sind seit Jahrzehnten Stand der Technik, aber auch Elektrolyseure auf Polymerelektrolyt-Membran (PEM) Basis haben inzwischen den MW-Massstab erreicht. Letztere erlauben insbesondere eine höhere Dynamik beim Wechsel des Lastzustandes, was für PtG-Anwendungen wichtig ist. Jedoch ist das Potential zur Kostensenkung durch Fertigung grösserer Stückzahlen und Verringerung des Edelmetalleinsatzes noch nicht ausgereizt. Die AEC sind deshalb gegenwärtig für Grossanlagen immer noch die günstigste Technologie. Andere Technologien (AEM, SOEC) weisen ebenfalls Vorteile auf, wie etwa höhere Stromdichten mit Standard-Elektrodenmaterialien, bzw. höhere Wirkungsgrade, sind aber noch in der Entwicklung (Labor- und Pilotmassstab), weshalb zur Zeit noch keine allgemeingültigen Schlüsse gezogen werden können.

Bei den Syntheseverfahren, die den gewonnenen Wasserstoff und CO2 in Kohlenwasserstoffe umwandeln, werden vor allem die verschiedenen Methanisierungsverfahren, Verfahren zur Methanolherstellung und Fischer-Tropsch-Synthese diskutiert. In Bezug auf die Methanisierungsverfahren werden in dieser Studie die Unterschiede, Vor- und Nachteile der Hauptvarianten (katalytische Festbettreaktoren, katalytische Wirbelschichtreaktoren, biologische Methanisierung) sowie einiger noch in der Entwicklung befindlicher Prozesskonzepte dargestellt. Es zeigt sich, dass unterschiedliche Anforderungen abhängig vom Typ der CO2-Quelle dominieren. Wenn CO2 aus der Luft oder Abgasen abgetrennt werden muss, braucht es Nieder, bwz. Hochtemperatur-Abwärme (z.B. eines der beiden katalytischen Methanisierungsverfahren), um das Absorbens der CO2-Abtrennung zu regenerieren. Die biologische Methanisierung kann wegen ihres tiefen Temperaturniveaus hier nicht eingesetzt werden, hat aber gewisse Vorteile bei der Aufarbeitung von Rohbiogas, die allerdings auch schon mit dem Wirbelschichtverfahren gezeigt wurden.

Während adiabate Festbettreaktoren in der Kohlechemie als Stand der-Technik betrachtet werden können und gekühlte Festbettreaktoren in der bisher grössten Power-to-SNG Anlage eingesetzt werden, erlaubt die Wirbelschicht eine signifikante Prozessvereinfachung, wenn das Gas aus einer Holzvergasung als Kohlenstoffquelle eingesetzt wird. Da die Herstellung von gasförmigen Treibstoffen (Power-to-Gas) grundsätzlich höhere Wirkungsgrade aufweist als die Herstellung von Flüssigtreibstoffen (Power-to-Liquids), werden wirtschaftliche Abklärungen, Potentialabschätzungen etc. in dieser Studie vordergründig in Bezug auf Gas (CH4 ) als Stellvertreter für Verfahren zur Umwandlung von Strom zu Kohlenwasserstoffen untersucht. Die Methanolsynthese hat gegenüber der Methanisierung den Vorteil, dass der flüssige Aggregatzustand eine bessere Speicherbarkeit und eine höhere Energiedichte mit sich bringt. Ausserdem ist durch den höheren Sauerstoffanteil im Methanolmolekül eine sauberere Verbrennung in Verbrennungsmotoren möglich. Darüber hinaus ist Methanol ein Grundstoff für die chemische Industrie, der heutzutage aus fossilem Erdgas reformiert wird. Im Vergleich zu Methanol können Produkte aus der Fischer-Tropsch-Synthese (FTS) wegen ihrer Aromatenfreiheit – gegenüber klassischen fossilen Flüssigtreibstoffen – Beiträge zur Senkung lokaler Emissionen leisten, wenn auch kleinere als das Methanol. Dies ist aber nur zu erwarten, wenn in den jeweiligen Fahrzeugen ausschliesslich FTS-Produkte getankt werden und der Motor entsprechend eingestellt ist. Hingegen erlaubt FTS als einziges Verfahren auch die Herstellung von Flugzeugtreibstoffen (Kerosin).

Überschüssige Energie speichern

In bestehenden Publikationen wird für die Schweiz je nach Szenario ein Zubau an Photovoltaik (PV) von 11 – 35 TWhel als mögliche Entwicklung im Schweizer Strommarkt geschätzt. In jedem dieser Szenarien wird es temporäre Überschüsse an PV-Leistung geben, d.h. die Leistung aus PV übersteigt sowohl den jeweils aktuellen Landesverbrauch als auch die Pumpleistung zur Füllung der Speicherseen. Damit diese überschüssige erneuerbare Elektrizität aus PV nicht abgeregelt werden muss, braucht es einerseits Tagesspeicher für den Tag- /Nachtausgleich, z.B. Batterien, Luftdruckspeicher, Carnot-Batterien, Gaspeicher, Pumpspeicherkraftwerke, etc., die innerhalb eines Tages gefüllt und wieder entleert werden können und anderseits flexible zuschaltbare elektrische Verbraucher, die eine Nutzbarmachung der Überschussenergie in Form einer Umwandlung in chemische Energieträger und die Integration in andere Sektoren ermöglichen. Wie eingangs erwähnt, ist dabei entscheidend, dass ausschliesslich überschüssige erneuerbare Elektrizität verwendet wird.

Der grosse PV-Überschuss im Sommer korreliert saisonal mit den Überschussmonaten der Wasserkraft. Dies führt in Zukunft zu grossen temporalen (Tageszeit und saisonal) Überkapazitäten auf dem Markt, welche die Strompreise sinken lassen. Aus diesen Gründen wird ein intensiver Ausbau von PV im In- und Ausland mit der Wasserkraft, vor allem mit dem Laufwasserkraftanteil, auf dem Markt konkurrieren.

Auf Basis hoch aufgelöster historischer Zeitreihen von Produktion und Last des schweizerischen Transportnetzes (Swissgrid AG) für Elektrizität und Daten zu Gebäudedachflächen wurden synthetische Stromproduktionsprofile aus realen Profilen der Jahre 2010 bis 2016 berechnet. In diesem Zusammenhang wurde die monatliche durchschnittliche Kernkraftproduktion vom realen Profil abgezogen und für verschiedene Ausbaugrade von PV auf Dachflächen das Potential der möglichen PV-Stromerzeugung abgeleitet. Die daraus errechnete synthetische Produktionsprofile wurden gegen reale Verbrauchsprofile von Strom über die Jahre 2010 bis 2016 aufgetragen, um die daraus abgeleiteten zeitabhängigen Überschüsse und Defizite der Produktions- und Lastkurven zu untersuchen. Es zeigt sich, dass lokale dezentrale Speicher eingesetzt werden müssen, um die PV-Produktionsspitzen zur Mittagszeit für die Stunden mit Stromdefizit einzusetzen, Stromnetze und Transformatoren zu entlasten und die maximale Leistung der allfällig benötigten Elektrolysekapazitäten zu verringern und dadurch die Zahl effektiver Betriebsstunden deutlich zu erhöhen, beides senkt wiederum das einzusetzende Kapital.

Im Fall eines Ausbaus der PV auf 50 % aller von im BFE-Projekt sonnendach.ch als gut, sehr gut und hervorragend geeigneten Dachflächen würden für ein hypothetisches Jahr 2014 ca. 24 TWhel aus PV produziert. Davon 15,3 TWhel im Sommer und 8,7 TWhel im Winter. Diese Zahlen wurden aus den oben beschriebenen synthetisierten Elektrizitätsprofilen auf Basis von Swissgrid-Daten generiert und berücksichtigen keine Änderung des Endverbraucherprofils. Auch Verschiebungen der Wasserkraftproduktion wurden nicht berücksichtigt. Wenn man mittels Tagesspeicher (z.B. Batteriespeicher, Pumpspeicher, H2-Speicher/Elektrolyse) die PV-Produktion zur Deckung des Stromdefizits in der Nacht einsetzt (24 h-Tag/Nacht-Ausgleich), werden etwa 30 % des PV-Überschusses am selben Tag wieder verbraucht; im Winter sind es sogar 90 %. Das heisst, die Tagesspeicher erlauben es, im Sommer 4,9 TWhel und im Winter etwa 8,3 TWhel zusätzliche Stromerzeugung oder Importe in der Nacht zu vermeiden. Nach Abzug dieses Tag-/Nacht-Ausgleichs ergibt sich ein Nettostromüberschuss1 im Winter von 0,4 TWhel und im Sommer von 10,4 TWhel. Total sind also 10,8 TWhel der jährlich produzierten 24 TWhel (ca. 40 %) Überschussstrom. Zudem sinkt durch die zeitliche Verteilung des Stromüberschusses mittels Tagesspeicher die maximal zu installierende Elektrolyse-Leistung (und damit die Kapitalkosten) von 14 GWel auf unter 6 GWel, während die möglichen Betriebsstunden pro Jahr um gute 20 % auf 4'650 Stunden steigen. Davon fallen 4'050 Stunden im Sommerhalbjahr und 600 Stunden im Winterhalbjahr an. Man muss daher darauf achten, dass der Betrieb der Elektrolyse nicht die Stromlücke im Winter vergrössert, sondern nur den PV-Überschuss verarbeitet. Die benötigten kumulierten Tagesspeicher wären in diesem Fall in etwa 130 GWhel gross, was circa einem Tagesverbrauch des Schweizer Strombedarfs entspricht. Bei Nutzung von 75 % aller geeigneten Dachflächen für PV würde nach Tag/Nacht-Ausgleich als Überschuss im Winter 2,2 TWhel und im Sommer gute 18,1 TWhel zur Speicherung oder Nutzung in anderen Sektoren übrig bleiben. Die Anzahl der Betriebsstunden würde sich ebenfalls signifikant auf ca. 6'000 Stunden erhöhen.

Im Sommer zu viel – im Winter zu wenig

Statt SNG zu produzieren, könnten diese Überschüsse auch direkt in effizienten Elektrofahrzeugen (BEV) eingesetzt werden. Allerdings entspannt dies die Situation nur im Sommer, da mehr als 90 % der Überschüsse im Sommer anfallen und im Winter aufgrund der fehlenden Überschüsse für diese Fahrzeuge zusätzlich Strom erzeugt oder importiert werden müsste. Die Situation wird noch verschärft, da BEV im Winter zusätzlichen Strom zur Fahrzeugheizung benötigen. Bei Nutzung von 50 % der geeigneten Dachflächen für PV könnte man mit der oben erwähnten kumulierten Elektrolyseleistung von 6 GWel etwa 6,5 TWh Wasserstoff (η = 60 % Hi ) herstellen, der allerdings auch zu 90 % im Sommer anfiele. Es bräuchte also eine entsprechende jahreszeitlich variierende H2-Nutzung oder genügend grosse Speichermöglichkeiten. Wenn man den Wasserstoff noch weiter in Methan (SNG) umwandeln würde, könnte man daraus etwa 5 TWh SNG erhalten, unter der Bedingung, dass genügend CO2 am Standort der Elektrolyse vorhanden ist.

Um geographische Abhängigkeiten und Potentiale von PtG-Anlagen zu analysieren, wurden in dieser Studie GIS-Werkzeuge eingesetzt, mit welchen die räumliche Verteilung und Verfügbarkeit der wichtigsten Faktoren für den Einsatz von PtG-Technologien abgeschätzt wurde. Neben der Verfügbarkeit von CO2 als Kohlenstoffquelle sind solche Faktoren unter anderem das Vorhandensein von Elektrizität für die Energieerzeugung (z.B. Wasserkraftwerke) und eines Erdgasnetzes mit Einspeisepunkten als Transport- und Speichernetzwerk, ohne welches eine wirtschaftliche Umsetzung von PtG stark eingeschränkt wäre.

Die Gestehungskosten von PtG-Produkten sind aufgrund des hohen Anteils der Stromkosten sehr sensitiv bezüglich der anfallenden Netzentgelte beim Strombezug aus dem Netz. Eine mögliche Vermeidungsstrategie ist zunehmend die Realisation von PtG-Anlagen auf Arealen von Kraftwerken, wodurch der Strombezug der Anlage als Eigenverbrauch deklariert werden kann und folglich die Netzentgelte entfallen. Hierfür kommen in erster Linie Wasserkraftwerke als Standorte in Frage, da diese einen Teil ihres Stroms als erneuerbaren Strom in grosser Menge zur Verfügung stellen können, ohne diesen in das Netz einspeisen zu müssen, wodurch auch mehr Kapazität für PV im Stromnetz entstünde.

Die Nutzung des Wasserkraftstroms für PtG müsste in diesem Fall mit der dezentralen Speicherung des PV Überschussstroms koordiniert werden, damit keine lokalen Einspeiseengpässe entstehen. Das heisst, wenn die dezentralen Speicher entleert werden, speisen sie den Strom in das Netz ein und die Wasserkraftwerke führen gleichzeitig ihren produzierten Strom der PtG-Anlage zu. Diese Strategie könnte in Zukunft einige Vorteile für Kraftwerksbetreiber haben: Die Rentabilität der Wasserkraft wird erhöht, indem die Energie in einem anderen Markt als dem Strommarkt verkauft werden kann; ein Grossteil der Wasserkraftleistung im Sommer ist relativ unflexibel, vor allem dann, wenn die Wassermengen überdurchschnittlich hoch sind. Um Flexibilität zu bewahren, müssen die Speicherkraftwerke nämlich Raum für unvorhersehbare Wetterbedingungen reservieren. Laufwasserkraftwerke sind darüber hinaus angewiesen, jeden Kubikmeter Wasser zu nutzen, um die spezifischen Produktionskosten zu senken. Im Sommer, wenn die Wasserkraft ihr Produktionsmaximum erreicht, wird sie mit den hohen Peakleistungen der PV- Anlagen am Strommarkt konkurrieren. Dieser Umstand häuft sich mit dem erwarteten PV-Zubau zunehmend, was zu niedrigen Strompreisen führen wird und zu Situationen, in denen die Wasserkraftproduzenten ihren Strom unterhalb der Gestehungskosten verkaufen müssen, um die Opportunitätskosten möglichst gering zu halten. Diese Konkurrenz verstärkt sich mit dem Zubau von PV im benachbarten Ausland und erhöht den Druck auf die Wertschöpfung noch weiter. PtG könnte daher für manche Kraftwerksbesitzer und Energieversorgungsunternehmen (EVU) eine echte Alternative zur Wertschöpfung im Strommarkt darstellen, um über die Sektorkopplung eine zusätzliche, planbare Flexibilität für ihre Kraftwerke zu schaffen und Elektrizität wertschöpfend im Energiemarkt unterzubringen.

Die GIS-Analyse hat es ermöglicht, das Potential von PtG-Anlagen zu bestimmen, wenn diese auf dem Grundstück eines Wasserkraftwerks stehen und CO2-Quellen (Zementwerken, KVA und/oder ARA) nicht mehr als 10 km davon entfernt sein dürfen. Aus dieser Standortanalyse resultieren 1,8 TWh SNG, die mit einer kumulierten Elektrolyseleistung von etwa 1 GWel und entsprechend grosser Methanisierung aus dem PV-Überschuss gewonnen werden. Diese 1,8 TWh SNG decken den Energiebedarf von ca. 330’000 Erdgasfahrzeugen. Die Menge des SNG könnte deutlich erhöht werden, wenn PtG-Anlagen direkt bei der CO2-Quelle stünden und die Elektrizität transportiert werden würde. Jedoch ist es zur Zeit wirtschaftlich attraktiver, Standorte zur Vermeidung von Netzentgelten zu wählen.

In einer weiteren GIS-Analyse wurden potentielle Standorte für PtG-Anlagen mit einer gewissen Leistung identifiziert. Es zeigt sich, dass – ungeachtet der verfügbaren Strommengen – das ausgestossene CO2 der grössten Emittenten (Zementwerke und KVA), die sich alle in der Nähe zum Erdgasnetz befinden, «theoretisch», d.h. 100 % CO2-Abtrennung und Dauerbetrieb, für 38 TWh SNG und unter realistischen Bedingungen, d.h. 75 % CO2-Abtrennung; nur Betrieb mit Überschussstrom, für 15 TWh SNG pro Jahr reichen würde. Der Standort mit dem grössten technischen Potential befindet sich in Birr (AG), da hier zwei Zementwerke und zwei KVA innerhalb eines Radius von 10 km anschliessbar wären. Die kumulierte CO2-Menge würde eine Power-to-SNG-Anlage mit einer elektrischen Leistung von 1,3 GWel und einer Produktion von 2,8 TWh SNG ermöglichen. Weitere gut geeignete Standorte sind Untervaz (GR) , Biel (BE) , Eclépens (VD) und der Raum Zürich/Altstetten (ZH).

Während der CO2-Ausstoss der kleinsten KVA (Gamsen, VS) eine PtG -Anlage mit 63,7 MWel ermöglichen würde, liegt bei den ARA die Obergrenze bei 12 MWel. Da das CO2-Aufkommen bei den meisten ARA sogar noch kleiner ist, haben die betrachteten ARA mit mehr als 30’000 Einwohnerwerten zusammen nur ca. 2 % Anteil am Gesamt-CO2-Ausstoss. Wegen der deutlich tieferen Produktionskosten (Mischkalkulation aus Power-to-SNG-Produkt und Rohgas) an ARA-Standorten (u.a. da keine CO2-Abtrennung aus dem Klärgasstrom nötig ist und der anfallende Sauerstoff aus der Elektrolyse im Belebungsbecken genutzt werden kann), werden diese Potentiale wahrscheinlich – mit grosser Wahrscheinlichkeit – vorrangig erschlossen.

Bei der Betrachtung der potentiellen Märkte für die Produkte von PtG fällt auf, dass von den beiden in der Schweiz dominanten CO2-emittierenden Sektoren (Gebäudewärme und Mobilität) die Gebäudeversorgung relativ einfach durch bessere Isolation, Wärmepumpen und Wärmespeicher CO2-ärmer gestaltet werden kann. In der Mobilität hingegen, die mit 30 % Anteil zu den grössten Endenergieverbrauchern und zu den Energiesektoren mit einem grossen Potential zur Integration von erneuerbaren Energien gehört, machen Energiekosten für fossile Treibstoffe nur etwas mehr als 10 % der Gesamtkosten (total cost of ownership) aus; d.h. der Einsatz von Energieträgern, die gegenüber fossilen Treibstoffen teurer sind, fällt – neben anderen Faktoren – beim Endverbraucher weniger ins Gewicht, wie beispielsweise in Haushalten bei der Wärmebereitstellung, bei der die Energiekosten einen deutlich höheren Anteil an den Gesamtkosten haben.

Durch die CO2 -Gesetzgebung der EU und der Schweiz (Sanktionskosten des CO2-Ausstosses der Neuwagenflotte gemessen in gCO2/km) wird zudem ein immer stärkerer Druck im Mobilitätssektor erzeugt, die CO2-Emissionen zu senken. Zukünftige CO2-Sanktionen beim Neuwagenimport belaufen sich auf einen Gegenwert von 450 - 750 CHF/tCO2 , bezogen auf die den Grenzwert überschreitende emittierte (spezifische) CO2-Menge, ist dies die teuerste Sanktionierung einer Tonne CO2 bisher. Die Sanktionen können durch insgesamt energiesparendere Fahrzeuge, durch kleinere und leichtere Fahrzeuge oder durch alternative erneuerbare Energieformen vermieden werden. 

Dies weist ebenfalls darauf hin, dass das Interesse der Produktion von erneuerbaren synthetischen Treibstoffen für die Mobilität in naher Zukunft schnell zunehmen wird, da es einen entsprechend grossen finanziellen Anreiz gibt.

Aus diesem Grund steht in dieser Studie die Substitution fossiler Treibstoffe durch erneuerbare synthetische Energieträger aus PtG in der Mobilität im Vordergrund, da in diesem Sektor eine wirtschaftliche Nutzung von PtG zur Zeit am wahrscheinlichsten erscheint.

Für die Anwendung von PtG im Bereich der Mobilität ist wichtig, dass sich zeitliche und räumliche Potentiale mit der Nachfrage decken. Im hypothetischen Fall einer CO2-Absenkung auf 95 gCO2/km ausschliesslich mit PtG-Fahrzeugen werden über einen gesamten Flottenerneuerungszyklus von 14,5 Jahren ca. 0,9 Mio. PtG-Fahrzeuge benötigt. Bezüglich der Nachfrage wurde abgeschätzt, dass im günstigsten Fall diese 0,9 Mio. PtG-Fahrzeuge einen jährlichen SNG Bedarf von 6,7 TWh SNG und einen resultierenden Elektrizitätsbedarf von 13 TWhel benötigen. Der verfügbare Überschussstrom von 10,8 TWhel bei einem PV Ausbau von 50 % der geeigneten Dachflächen würde für ca. 5 TWh SNG respektive ca. 75 % dieses Bedarfs reichen, falls ein Wirkungsgrad von 47 % für PtG angenommen wird. Sollten ausschliesslich Standorte an Wasserkraftwerken erschlossen werden, beschränkt sich die verfügbare Energie zusätzlich. Da die Wasserkraftwerke nicht im ausreichenden Masse in der Nähe der grossen CO2-Quellen liegen, kann bei weitem nicht der ganze verfügbare Überschussstrom genutzt werden. In diesem Fall kann lediglich ca. 3,9 TWhel der 10,8 TWhel in ca. 1,8 TWh SNG umgesetzt werden. Dies würde bei zukünftig 0,9 Mio. Erdgasfahrzeugen für ca. 30 % der benötigten SNG Produktion reichen. Höhere Anteile könnten mit dem weiteren Ausbau der PV ermöglicht werden, würden aber das Problem des Stromüberschusses noch weiter verstärken. Würde das energetische Potential zur Produktion synthetischer Treibstoffe unter den angegebenen Annahmen voll ausgenutzt und damit fossile Treibstoffe ersetzt, könnten mit heutiger PtG-Technologie 0,9 – 1,2 Mio. t CO2 eingespart werden.

Die Umwandlung der PV-Überschüsse in Wasserstoff als Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge wäre effizienter und der Bedarf an naheliegenden CO2-Quellen entfiele. Jedoch wäre dann das Problem einer saisonalen Versorgung der Wasserstoffmobilität und einer effizienten Verteilung des Energieträgers zu lösen. Da erneuerbares SNG «unbegrenzt» in das Gasnetz eingespeist werden kann, können fossile Erdgasimporte im Sommer in gleicher Höhe eingespart werden, während den Erdgasfahrzeugen das ganze Jahr Treibstoff in genügender Menge zur Verfügung stünde. Das Speicherproblem zwischen Sommer und Winter wird damit entschärft, was für eine Umwandlung in Methan spricht.

PtG-Technologie als Puffer

Wird die PtG-Technologie richtig eingesetzt, d.h. die Betriebszeit auf Zeiten mit Überschuss begrenzt und der Einsatz in einer netzdienlichen Art und Weise betrieben, kann sie äquivalent zu einem «Überdruckventil» für Entspannung und mehr Kapazitäten im elektrischen Netz in Zeiten hoher Überschüsse an erneuerbarer Energie dienen, ohne dass damit neue Versorgungslücken im Winter entstehen. Systemdienlich umfasst in diesem Fall die Netzsicherheit (Netzstabilität), Energieversorgungssicherheit, Klimaverträglichkeit (CO2-Reduktion) und Wirtschaftlichkeit (Wertschöpfung). Darüber hinaus ermöglicht die Nutzung von SNG aus PtG in der Mobilität in Extremsituationen, kurzfristig auf fossiles Erdgas zurückzugreifen, wenn die Versorgung mit erneuerbarer Energie ausfällt oder verknappt.

Die oben dargestellten Ergebnisse und Schlussfolgerungen beruhen auf dem gemäss der Aufgabenstellung gewählten Fokus auf die Schweiz. Stromimporte für den Betrieb von PtG und Exporte für den Abbau von Überschüssen sind nicht näher betrachtet worden, u.a. aufgrund der Erwartung, dass bei hohem PV-Ausbau in angrenzenden Ländern zur selben Tageszeit Produktionsspitzen vorkommen werden. Sollte es jedoch eines Tages möglich sein CO2-armen Strom im Winter zu importieren, z.B. Windkraftstrom aus Dänemark oder von Offshore-Anlagen über noch zu erstellende Stromleitungen in Deutschland, müssten verschiedene Aspekte neu betrachtet werden, insbesondere die Wahl des Energieträgers für die Mobilität. Ebenso könnten grössere Möglichkeiten zur saisonalen Speicherung von SNG in ausländischen Kavernenspeichern oder der Transport und internationale Handel von SNG in Flüssiggastankern (LNG) oder H2 auf Schiffen zu allen Jahreszeiten die Randbedingungen für PtG in der Schweiz verändern.
___________________________________
1 totaler Stromüberschuss minus Tag/Nacht-Ausgleich
 

Gestehungskosten / Wirtschaftlichkeit

Die Gestehungskosten von Power-to-SNG sind im Verhältnis zu fossilen Erdgaspreisen heute noch deutlich höher. Entsprechend benötigte Verkaufspreise für SNG variieren bei Betriebsstunden von 4'650 h zwischen ca. 20 Rp/kWh SNG (ca. 2,8 CHF/kgSNG mit 14 kWh/kgSNG) bei grossen Anlagen (>100 MWel) sowie ohne Kosten für Netzentgelte im Stromnetz und ca. 75 Rp/kWh SNG (ca. 10,5 CHF/kgSNG) bei kleineren Anlagen (1 MWel). Diese Berechnungen beruhen auf  Standortannahmen, die teilweise einen grossen Einfluss haben können. Die Verkaufspreise von SNG wurden für den Fall, dass jeweils eine Eigenkapitalverzinsung von 5 % nach 20 Jahren angestrebt wird, berechnet. Für die Aufbereitung von Biogas aus ARA mittels direkter Methanisierung sind aber auch schon Gestehungskosten von 12 Rp/kWh SNG ermittelt worden, was nah an den Kosten von Biomethan aus der klassischen anaeroben Vergärung inklusive der Kosten für die CO2-Abtrennung liegt und aus einer Mischrechnung von vorhandenen Methangasproduktion plus zusätzlicher CO2-Methanisierung beruht.

Unter Berücksichtigung der Kosten für Netzentgelte von etwa 4,5 Rp/kWhel und der Standortvorteile, ergeben sich Verkaufspreise von SNG von rund 30 Rp/kWh SNG (ca. 4,2 CHF/kgSNG) sowohl für kleine wie auch für grosse PtG-Anlagen. Die zusätzlichen Kosten eines Netzentgelts von 4,5 Rp/kWhel addieren sich, wegen des hohen Anteils der Stromkosten an den Gestehungskosten (knapp 70 % bei >100 MWel), zu etwa 1/3 auf den SNG Preis. Aus diesem Grund werden nach heutigen Regularien PtG-Anlagen mit hoher Wahrscheinlichkeit nur an Standorten realisiert werden, an denen die Zahlung von Netzentgelt entfällt  (Kraftwerksstandorte/-Direktabnahme vom Stromproduzent). Bei diesen Standorten ist wiederum die Verfügbarkeit von CO2 für die Methanisierung limitierend. PtG-Anlagenstandorte wären technisch gesehen besser an einem Standort mit CO2-Quelle aufgehoben. Hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit von PtG-Anlagen ist es entscheidend, ob Netzentgelt fällig wird oder nicht. Eventuell könnten entsprechende Verbraucher wie PtG in Zeiten von Überschüssen und bei systemdienlichem Einsatz einen Bonus erhalten und geringere Netzentgelte (siehe Definition «Systemdienlichkeit» in Abschnitt 6.1) zahlen. So wäre es möglich deutlich mehr Energie aus der PV-Produktion zu Überschusszeiten abzuschöpfen und im Energiesystem zu nutzenbar zu machen. Ein solches Konzept könnte helfen, die Technologie zu etablieren, damit dann auch Skaleneffekte in der Produktion erreicht werden könnten.

Offene Fragen / Ausblick

Folgende Fragestellungen und offenen Themenpunkte wären interessant für weiterführende Studien:

  • Berücksichtigung von Fassaden zur Abschätzung des PV-Potentials. Trotz der geringeren Stromproduktion über das gesamte Jahr – und somit höheren Umweltwirkung pro kWh Strom – haben Fassaden durch die vertikale Ausrichtung bei tiefem Sonnenstand in den Morgen- und Abendstunden sowie im Winter bezüglich der Ausnutzung der Sonneneinstrahlung Vorteile gegenüber stationären Dachflächen. Erst kürzlich wurden dazu vom BFE die im Rahmen des Projekts «sonnenfassade.ch» erarbeiteten Daten veröffentlicht. 
     
  • Voraussetzungen und Randbedingungen einer Netzentgeltvermeidung für die Elektrolyse bei «systemdienlichem» Betrieb. 
     
  • Einbettung von PtG in einem überregionalen, internationalen und globalen Kontext, z.B. mit Erdgasspeichern in Deutschland, Solarproduktion in Südeuropa, Windenergie aus Nordeuropa und einem internationalen Gleichstrom-Hochspannungsnetz, etc.. Dies hat den Vorteil, dass überregionale Klima- und Wetterunterschiede sich ausgleichen können. Dies würde vor allem auch Investitionen der Schweiz im Ausland bedingen. In einem solchen Kontext können auch der technologische Fortschritt und eventuelle Patente in der Hand von Schweizer Unternehmen volkswirtschaftlichen Mehrwert bringen, selbst wenn grosse Mengen an PtG nicht im Inland produziert werden.
     
  • Untersuchung, inwiefern eine Nutzung von elektrizitäts-basierten Energieträgern (z.B. SNG aus PtG) ökologisch bzw. hinsichtlich der CO2-Belastungen gegenüber fossilen Energieträgern (z.B. Erdgas) sinnvoll ist. Generell kann dazu gesagt werden, dass der mit PtG zusammenhängende CO2-Ausstoss stark von den substituierten Energieträgern (Erdgas, Benzin, Diesel), des produzierten und umgewandelten Stroms sowie der grauen Energie und entsprechender CO2-Emissionsäquivalente der eingesetzten Technologien (CO2-Fussabdruck) abhängt. Ob und in welchem Ausmass oben genannte CO2-Emissionsäquivalente der PtG-Technologie oder ihrem Einsatz zuzuschreiben sind, müsste in einer Gesamtsystemanalyse näher betrachtet werden.
     
  • Neben der in dieser Studie untersuchten technischen, räumlichen und zeitlichen Limitierung gibt es auch soziologische und rechtliche Limitierungen, wie beispielsweise die Akzeptanz einer neuen PtG-Anlage in der Bevölkerung, Besitzverhältnisse (Strom, CO2-Quelle, PtG-Anlage), Garantien, Haftungen sowie daraus resultierende Kosten, wenn beispielsweise die Anlage nicht läuft oder Umbaukosten anstehen, oder wenn durch den Betrieb der Anlage die ursprüngliche Betriebsweise einer CO2-Quelle (z.B. Zementwerk) oder eines Wasserkraftwerks negativ beeinflusst wird (Interessenskonflikte).
     
  • Berechnungen mit alternativen Stromszenarien, z.B. alternativer Betrieb der Wasserkraft, mehr Windkraft, Geothermie, Biomasse zur Stromproduktion, Laststeuerung (demand site management), alternative Speicher, Einbettung ins EU-System, etc.. 
     
  • Einbezug von Ergebnissen der aktuell laufenden CCEM-Studie «Electricity-based Mobility», in der die Treibhausgas-Emissionen von Batterie-elektrischen Fahrzeugen (BEV) sowie Brennstoffzellen- und Erdgasfahrzeugen mit H2 bzw. SNG aus PtG untersucht werden. 

 

Potentialanalyse Power-to-Gas in der Schweiz (PDF)

Energiebilanz von Solarstrom, Von Facts und Fake News (Artikel, bulletin.ch)

Aufwind für die Schweiz? (Blog)

Studie: Kundenbarometer erneuerbare Energien (Blog)

«Energie – sonnenklar», Photovoltaik: Technik und Infrastruktur (Info-Broschüre, PDF)

e'mobile, Fachgesellschaft für energieeffiziente Mobilität (Web)

 

Veranstaltungshinweise

 

Quelle: EMPA/PSI
Foto: EMPA

 

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