Power-to-X: Perspektiven in der Schweiz - Ein Weissbuch - Juli 2019 - Paul Scherrer ...
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Power-to-X: Perspektiven in der Schweiz Ein Weissbuch Juli 2019
HSR
HOCHSCHULE FÜR TECHNIK
RAPPERSWIL
Unterstützt von:
Innosuisse – Schweizerische Agentur
für Innovationsförderung
Bundesamt für Energie BFE
Power-to-X:
Perspektiven in der Schweiz
Ein Weissbuch
Juli 2019
T. Kober1, C. Bauer1 (eds.), C. Bach2, M. Beuse3, 1 Paul Scherrer Institut (PSI)
G. Georges4, M. Held4, S. Heselhaus8, P. Korba5, 2 Eidgenössische Materialprüfungs-
L. Küng4, A. Malhotra3, S. Moebus6, D. Parra7, und Forschungsanstalt (Empa)
J. Roth1, M. Rüdisüli2, T. Schildhauer1, 3 Eidgenössische Technische Hochschule (ETH)
T. J. Schmidt1, T. S. Schmidt3, M. Schreiber8, Zürich, Departement Geistes-, Sozial- und
F. R. Segundo Sevilla5, B. Steffen3, S. L. Teske2 Staatswissenschaften, Gruppe für Energiepolitik
4 Eidgenössische Technische Hochschule (ETH)
Zürich, Departement Maschinenbau und Verfah-
renstechnik, Institut für Energietechnik, Labor für
Aerothermochemie und Verbrennungssysteme
5 Zürcher Hochschule für Angewandte Wissen-
schaften (ZHAW), School of Engineering
6 Hochschule für Technik Rapperswil (HSR),
Institut für Energietechnik
7 Universität Genf, Institut für
Umweltwissenschaften
8 Universität Luzern,
Rechtswissenschaftliche Fakultät
SCCER Joint Activity 5
Inhaltsverzeichnis
Synthese6 8 Power-to-X und der Schweizer Gasmarkt 25
8.1 Synthetisches Methan 25
1 Vorwort und Einleitung 8 8.2 Wasserstoff 25
2 Was ist Power-to-X? 9 9 Power-to-X und der Verkehrssektor 27
2.1 Grundprinzip 9 9.1 Flugverkehr 27
2.2 Elektrolyse 9 9.2 Strassenverkehr 27
2.3 Synthese von Methan, anderen
Kohlenwasserstoffen oder Ammoniak 10 10 Power-to-X in der Industrie 30
2.4 Entwicklungsstand 11 10.1 Die Rolle von Wasserstoff 30
2.5 Infrastruktur 11 10.2 Die Schweizer Industrie 30
3 Warum Power-to-X in der Schweiz? 12 11 Integration von Power-to-X
3.1 Treibhausgasemissionen und Klimawandel 12 in verschiedene Märkte 31
3.2 Mehr und mehr erneuerbare Stromproduktion 12
3.3 Flexibilität ist gefragt 13 12 Power-to-X und Innovationspolitik 32
12.1 Anschub für den einheimischen
4 Flexibilität als wichtiger Beitrag Schweizer Markt 32
zum Klimaschutz 14 12.2 Wechselwirkung zwischen
4.1 Was bringt P2X? 14 Produzenten und Konsumenten 32
4.2 P2X als wichtiges Element
zukünftiger Energieszenarien 15 13 Gesetzliche Aspekte
im Zusammenhang mit Power-to-X 33
5 Kosten von Power-to-X 16 13.1 Allgemeine Regelungen 33
5.1 Heutige Kosten verschiedener P2X Produkte 16 13.2 Der Status von P2X als Endverbraucher
5.2 Power-to-Hydrogen: Wasserstoffproduktion 17 und Stromerzeuger 33
5.3 Power-to-Methane: Erzeugung 13.3 P2X als Investition ins Stromnetz 33
von synthetischem Erdgas 18 13.4 Regelung zur Strommarktentflechtung 33
5.4 Power-to-X-to-Power: Rückverstromung 13.5 Der Gasmarkt 33
von P2X-Produkten 19 13.6 Der Verkehrssektor 33
5.5 Power-to-Liquids: Herstellung 13.7 Der Wärmemarkt 34
von flüssigen Kohlenwasserstoffen 19 13.8 Regulatorischer Einfluss auf
Geschäftsmodelle 34
6 Nutzen für den Klimaschutz 20
6.1 Die Ökobilanzperspektive 20 14 Verdankung 35
6.2 CO2-Quellen 20
15 Abkürzungen 35
7 Power-to-X und der Schweizer Strommarkt 22
7.1 P2X als Dienstleister im Elektrizitätssystem 22 16 Terminologie 36
7.2 P2X als Stromspeicher 22
7.3 P2X zur Stabilisierung des Stromnetzes 23 17 Quellenverzeichnis 38
6 SCCER Joint Activity Synthese Das Schweizer Energiesystem steht vor CO2-Ausstoss reduzieren. Allerdings muss fossile Energieträger ersetzen, beziehen. Al- einem tiefgreifenden Wandel und damit man die gesamte P2X-Umwandlungskette lerdings ist jeder der Umwandlungsschritte verbundenen Herausforderungen: Wäh- berücksichtigen, um zu beurteilen, wie viel der P2X-Technologie mit Energieverlusten rend die Kernkraftwerke schrittweise vom CO2 effektiv reduziert wird. Das Ausmass behaftet. Netz genommen werden, soll die Strom- der erreichbaren CO2-Emissionsminderung Da Energieverluste mit Kosten verbunden erzeugung aus Sonnen- und Windenergie hängt hauptsächlich von den CO2-Emis- sind und da sich einige der an P2X beteilig- die entstehende Lücke (teilweise) schlies- sionen ab, die mit dem für die Elektrolyse ten Prozesse noch in der Entwicklungsphase sen. Gleichzeitig wird erwartet, dass das verwendeten Strom verbunden sind. Viel- befinden, sind die Kosten für P2X-Produkte Energiesystem seine Kohlendioxid-(CO2-) versprechende P2X-Optionen im Schweizer derzeit hoch. Ein Schlüsselfaktor für die Emissionen reduziert, um die Klimaziele Kontext sind der Einsatz von Wasserstoff in Wettbewerbsfähigkeit von P2X ist die Be- im Einklang mit dem Pariser Abkommen zu Brennstoffzellenfahrzeugen und die Erzeu- reitstellung von Strom zu möglichst gerin- erreichen, also den globalen Temperaturan- gung von synthetischem Methan als Ersatz gen Kosten. Als eine Technologie, die die stieg auf deutlich unter 2°C gegenüber dem für Erdgas als Brenn- und Treibstoff. Im Verbindung verschiedener Energiebereit vorindustriellen Niveau zu begrenzen. Für Mobilitätssektor können synthetische Kraft- stellungs- und -verbrauchssektoren ermög- die Schweiz bedeutet dies konkret den Er- stoffe insbesondere für den Fernverkehr und licht (Sektorkopplungstechnologie) ist es satz fossiler Brennstoffe im Verkehrssektor den Schwerlastverkehr von Bedeutung sein, für eine erfolgreiche Marktintegration der sowie für die Wärmebereitstellung. bei denen die direkte Elektrifizierung mit P2X-Technologie wichtig, Umsätze auf ver- Ein Stromsystem, das weitgehend auf Batterietechnologien stark eingeschränkt schiedenen Märkten generieren zu können. intermittierenden erneuerbaren Energien ist. Sowohl Wasserstoff als auch SNG können Unter geeigneten Randbedingungen könnte basiert, benötigt zeitliche Flexibilitätsop- ebenfalls wieder in Strom umgewandelt die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit tionen, die Erzeugung und Nachfrage aus- werden. in Zukunft erreicht werden. Eine solche gleichen. Eine dieser Flexibilitätsoptionen Wasserstoff, Methan und flüssige Kohlen- positive Entwicklung hängt von einigen ist «Power-to-X» (P2X): Dieser Begriff be- wasserstoffe können – im Gegensatz zu Schlüsselfaktoren ab: schreibt die elektrochemische Umwandlung Strom – leicht über lange Zeiträume gespei- • Das Erreichen der Ziele der Technologieent- von Strom in gasförmige oder flüssige Ener- chert werden und ergänzen andere kurz- wicklung und Senkung der Anlagenkosten, gieträger oder industrielle Ausgangsstoffe. fristige Energiespeicheroptionen für die • Eine breite Einführung von Brennstoffzel- Damit umfasst dieses Weissbuch elektro- Integration von Sonnen- und Windenergie. len- oder SNG-Fahrzeugen zusammen mit chemische P2X-Verfahren, nicht jedoch Vorausgesetzt, dass diese Langzeitspeicher der erforderlichen Kraftstoffverteilungs- den Einsatz von Elektrizität zur direkten für P2X-Produkte verfügbar sind, stellt diese infrastruktur, Wärmebereitstellung (Power-to-Heat). Die Möglichkeit der saisonalen Anpassung von • Ein Regulierungsrahmen, der Stromspei- P2X-Prozesskette beginnt mit der Elektro- Stromerzeugung und Energiebedarf einen chertechnologien und damit P2X gleich lyse von Wasser (Abbildung 1.1). Der aus der wichtigen Vorteil von P2X dar; ebenso wie behandelt (insbesondere in Bezug auf die Elektrolyse gewonnene Wasserstoff kann auch Dienstleistungen zur Stabilisierung Stromnetzgebühren) und der die Umwelt- entweder direkt als Brennstoff genutzt oder des Stromnetzes. Der Wert von P2X-Tech- vorteile von P2X-Produkten monetarisiert – in Kombination mit CO2 aus verschiedenen nologien entfaltet sich in der Kombination (wie beispielsweise durch eine Besteue- Quellen – weiter in synthetische Kraftstoffe seiner vielfältigen Vorteile, die sich auf eine rung von CO2-Emissionen), wie Methan (Synthetic Natural Gas – SNG) grössere zeitliche Flexibilität des Stromsys- • Die Identifikation von Marktchancen oder flüssige Kohlenwasserstoffe umgewan- tems, die Herstellung potenziell sauberer von P2X in unterschiedlichen Sektoren delt werden. Wasserstoff und synthetische Brennstoffe für die Endverbraucher und und die Nutzung optimaler Standorte für Kraftstoffe können fossile Brennstoffe die Reduzierung der CO2-Emissionen durch P2X-Anlagen mit Zugang zu kostengüns- für Heizungen, Mobilität oder die Strom- den Einsatz von CO2 bei der Herstellung tigem Strom aus erneuerbaren Energien erzeugung direkt ersetzen und damit den von synthetischen Brennstoffen, welche sowie geeigneten CO2-Quellen.
SCCER Joint Activity 7 Basierend auf dem vorhandenen Wissen scheinen einige Empfehlungen zur Unter- stützung der Einführung von P2X in der Schweiz für politische Entscheidungsträger, die Forschung und andere Interessengrup- pen angemessen: • Es sind ehrgeizige Ziele für die Reduzie- rung der CO2-Emissionen im Inland er- forderlich. • Die derzeitigen Unklarheiten im Regulie- rungsrahmen sollten beseitigt werden, wobei die Vorteile von P2X im Stromnetz als Erzeuger und Verbraucher von Strom anerkannt werden sollten. • Die Hochskalierung von P2X-Pilotanlagen sollte unterstützt werden, um die Grösse kommerzieller Einheiten zu erreichen. • Die Innovationspolitik sollte den Binnen- markt für P2X-Produkte stärken und die Entwicklung unterstützen, indem sie P2X-Technologien in umfassenden Pro- jektaufbauten einsetzt, welche komplette P2X-Wertschöpfungsketten abdecken. • Es sollten klare Regeln für die Berücksich- tigung der potenziellen Umweltvorteile von P2X-Kraftstoffen festgelegt werden, und diese Vorteile müssen gewinnbrin- gend genutzt werden können. • Die Rolle von P2X und der optimale P2X-Einsatz zur Erreichung der lang- fristigen Energie- und Klimaziele sollte in ganzheitlichen Untersuchungen (z. B. Szenarienanalysen zur Schweizer Ener- giestrategie 2050) vertieft werden, wobei der Systemintegration und den lokalen Aspekten (Verbrauchsstrukturen, Verfüg- barkeit von Ressourcen und Infrastruktur) besondere Berücksichtigung zukommen sollte.
8 SCCER Joint Activity
1 Vorwort und Einleitung
Das vorliegende Weissbuch geht auf das Zusammenhang mit der elektrochemischen sowie den entsprechenden Auswirkungen
entsprechende Projekt von fünf Schwei- Umwandlung und behandelt keine elektro- auf Märkte, rechtliche Aspekte und Richt-
zer Kompetenzzentren für Energiefor- thermischen Umwandlungssysteme wie linien verfügbar (z. B. unter http://www.
schung (SCCER Joint Activity White Paper elektrische Heizungen und Warmwasser- sccer-hae.ch/). Der Hintergrundbericht be-
Power-to-X) zurück, das von der Schweizer systeme. Mit dem Ziel, eine technische, inhaltet auch die Verweise auf alle verwen-
Innovationsagentur Innosuisse und dem wirtschaftliche und ökologische Bewertung deten Literaturquellen, wohingegen sich
Bundesamt für Energie finanziert wurde. von P2X-Technologien mit ihren systemi- das vorliegende Weissbuch auf die Angabe
Ziel dieses Weissbuchs ist es, die wich- schen Abhängigkeiten abzuleiten, werden von einigen ausgewählten Literaturquellen
tigsten vorhandenen Erkenntnisse über die Gas- und Strommärkte sowie der Mobili- beschränkt.
P2X-Technologien zu sammeln und eine tätssektor unter Einbezug der entsprechen-
Synthese der vorhandenen Literatur und den regulatorischen und innovationspoliti-
Forschungsergebnisse als Grundlage für die schen Aspekte untersucht (Abbildung 1.1).
Bewertung dieser Technologien im Schwei- Ergänzend zu diesem Weissbuch ist ein
zer Kontext und ihrer potenziellen Rolle auf umfassender Hintergrundbericht mit de-
Abbildung 1.1:
dem Schweizer Energiemarkt zu liefern. taillierten Informationen zu den verschie- Schematische Darstellung des
Dieses Weissbuch befasst sich mit P2X im denen technologischen Aspekten von P2X Inhalts dieses Weissbuchs.
CO2-Quellen & -Märkte
Technologieübersicht & Techno- - Biogene Quellen
ökonomische Bewertung - Industrielle Quellen
Strommarktperspektive - Power-to-X Produktionsrouten - Direkte Abscheidung aus der Luft
- Situation heute & in Zukunft - Schlüsselkomponenten & -prozesse
- Netzstabilität - Kosten und technische Parameter
- Systemdienstleistungen
- Anforderugnen an Anlagengrössen
& -standorte
- Marktintegration
Endverbraucher-Perspektive
- Gasförmige Brennstoffe CH4, H2
- Transportsektor
- Industrie: CH4, H2 als Rohstoff
- Kombinierte Erlöse an
verschiedenen Märkten
Rechtliche Rahmenbedingungen &
Implikationen für Innovationspolitik
- Allgemeine gesetzliche Regelungen
- Marktregulierungen
- Gasmarkt Umweltperspektive
- Strommarkt - Ökobilanz (mit Endnutzung der Produkte)
- Wärmemarkt - Vergleich mit konventionellen Alternativen
- Schwerpunkte für Innovationspolitik
SCCER Joint Activity 9
2 Was ist Power-to-X?
Das «X» in P2X repräsentiert
Produkte wie Wasserstoff, Methan
oder Methanol.
2.1 Grundprinzip 1. Erster Schritt – Elektrolyse von Wasser: 2.2 Elektrolyse
2 H 2O " 2 H 2 + O 2
Das Grundprinzip von P2X-Systemen be- 2. Zweiter Schritt (optional, abhängig Jeder P2X-Umwandlungspfad ist durch eine
steht in einem ersten Schritt in der Elek- vom Zielprodukt; einer der folgenden spezifische Kombination von Technologien
trolyse von Wasser: Mit Hilfe von Strom Prozesse): gekennzeichnet, die von den erforderlichen
wird Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff • Methanisierung von CO2 und Was- Eingangs- und Ausgangsprodukten abhängt
gespalten. Je nach Endanwendung kann serstoff: CO2 + 4 H2 1 CH4 + 2 H2O (Abbildung 2.1); der Elektrolyseur ist eine
Wasserstoff direkt oder zur Herstellung an- oder Kernkomponente aller P2X-Systeme. Es gibt
derer Energieträger eingesetzt werden. Die Methanisierung von Kohlenstoff- drei Haupttypen von Elektrolyseuren:
Synthese anderer Energieträger erfordert monoxid (CO) und Wasserstoff: 1. Alkalische Elektrolyseure
weitere Prozessschritte, die gasförmige oder CO + 3 H2 1 CH4 + H2O 2. Elektrolyseure mit
flüssige Kohlenwasserstoffe wie Methan, • Methanol Synthese: Polymerelektrolytmembran (PEM)
Methanol, andere flüssige Kraftstoffe oder CO2 + 3 H2 1 CH3OH + H2O 3. Elektrolyseure mit
Ammoniak erzeugen (Tabelle 2.1). Bei der • Synthese flüssiger Treibstoffe, Festoxid-Elektrolysezellen (SOEC)
Herstellung von Kohlenwasserstoffen be- Fischer-Tropsch Prozess:
nötigt dieser zweite Schritt eine Kohlenstoff- CO2 + H2 " CO + H2O; Während die alkalische Elektrolyse die heute
quelle, die ein Synthesegas aus biogenen CO + H2 " CxHyOH + H2O etablierte Technologie ist und für indust-
Rohstoffen, CO2 aus der Atmosphäre, oder • Ammoniak Synthese: rielle Grossanwendungen weit verbreitet
aus stationären Emissionsquellen, z.B. fos- N2 + 3H2 1 2NH3 ist, werden PEM-Elektrolyseure typischer-
silen Kraftwerken oder Zementwerken, sein 3. Aufbereitung für weitere weise für kleine Anwendungen gebaut. Sie
kann. In einem dritten und letzten Schritt Verwendung: haben eine vergleichsweise höhere Leis-
müssen die Endprodukte möglicherweise • Entfernung von Verunreinigungen tungsdichte und Zelleffizienz jedoch höhere
für die weitere Verwendung aufbereitet • Verdichtung Kosten. SOEC, die auf hohem Temperatur-
werden. • Vorkühlung niveau arbeiten, befinden sich in einem
Tabelle 2.1: TechnologieÜberblick
von P2X-Systemen – wichtigste
Technologien, Inputs und Produkte.
P2X Endprodukt Umwandlungs- Kohlenstoff- Inputs Technologien Produkte
schritte Atome
Wasserstoff (H2) 1(+3) 0 Strom, Wasser, Elektrolyseur, Wasserstoff, Sauerstoff,
Wärme (für SOEC) Wasserstoffspeicher Wärme
Synthetisches Methan 1+2+3 1 Strom, Wasser, Elektrolyseur, Methan, Sauerstoff, Wärme
(CH4) CO/CO2 Methanisierungsreaktor
Synthetisches Methanol 1+2+3 1 Strom, Wasser, CO2 Elektrolyseur, Methanol, Sauerstoff, Wärme
(CH3OH) Synthesereaktor
Synthetische flüssige 1+2+3 unterschiedlich Strom, Wasser, Elektrolyseur, flüssige Kohlenwasserstoffe,
Kohlenwasserstoffe (Wärme), CO2 Fischer-Tropsch-Reaktor Sauerstoff, Wärme
(CxHyOH)
Ammoniak 1+2+3 0 Strom, Wasser, Elektrolyseur, Ammoniak, Sauerstoff,
(NH3) Stickstoff (N2) Synthesereaktor Wärme10 SCCER Joint Activity
Die Elektrolyse ist der
Schlüsselprozess in allen
P2X-Systemen.
Abbildung 2.1:
Schematische Darstellung
verschiedener P2X-Pfade
mit Technologie-Alternativen
(basierend auf [1]).
frühen Entwicklungsstadium mit den poten- oberen Heizwert (HHV) im Verhältnis zum 2.3 Synthese von Methan,
ziellen Vorteilen eines hohen elektrischen effektiven Energieeinsatz, fortschrittlicher anderen Kohlenwasserstoffen
Wirkungsgrades, niedriger Materialkosten zukünftiger Systeme liegen in einem Be- oder Ammoniak
und der Möglichkeit, im Umkehrmodus als reich von 62–81% für alkalische und bis zu
Brennstoffzelle oder im Co-Elektrolyse-Mo- 89% für PEM-Elektrolyseure und noch höher Für die Herstellung synthetischer, gasför-
dus zu arbeiten und Synthesegas aus Was- für SOEC-Elektrolyseure. Neben den drei miger oder flüssiger Kohlenwasserstoffe
serdampf und CO2 zu erzeugen. Obwohl die Haupttypen der Elektrolyse werden weitere in der Elektrolyse nachfolgenden Prozess-
Elektrolyse eine endotherme Reaktion ist, Elektrolyseverfahren untersucht, wie z. B. schritten sind verschiedene zusätzliche
treten in der Regel Wärmeübertragungs- die Plasma-Elektrolyse, die sich ebenfalls Reaktorsysteme erforderlich, wie z. B. ein
verluste auf, die zu Abwärme führen, die in einem frühen Forschungsstadium be- Methanisierungsreaktor (katalytischer oder
in anderen Anwendungen genutzt werden findet. biologischer Reaktor), ein katalytische Fi-
kann. Die Prozesseffizienzen, d.h. der Ener- scher-Tropsch-Reaktor oder ein Methanol-
giegehalt des Wasserstoff basierend auf dem synthesereaktor, der auch in KombinationSCCER Joint Activity 11
P2X kann saubere Kraftstoffe
erzeugen, die Benzin,
Diesel und Erdgas ersetzen.
mit einem weiteren Verfahren zur Herstel- besondere die alkalische Technologie. Nach
lung von Oxymethylenether (OME) einge- einigen erfolgreichen Demonstrationspro-
setzt werden kann. In diesen Reaktoren ist jekten, wie z.B. einer 6.3 MWel Power-to-
CO2 neben Wasserstoff ebenfalls ein Roh- Methan-Anlage in Werlte (Deutschland)
stoff. mit katalytischer Technologie zur Metha-
Das CO2 kann aus verschiedenen Quellen nisierung [4] und der 1 MWel-Anlage aus
stammen: aus biogenen oder synthetischen dem BiOCAT-Projekt in Kopenhagen [5],
Gasströmen, aus Abgasen aus der Verbren- haben auch die Methanisierungsreaktoren
nung fossiler oder biogener Brennstoffe oder in jüngster Zeit die kommerzielle Ebene
aus der Atmosphäre. Über die gesamten erreicht. Fischer-Tropsch- und Methanol-
P2X-Ketten hinweg ist jeder Prozessschritt reaktoren sind in der chemischen Indus
mit Energieverlusten verbunden: Die typi- trie bereits in viel grösserem Umfang weit
schen Wirkungsgrade für die Herstellung verbreitet, aber ihre Implementierung in
von strombasierten, synthetischen Kraft- P2X-Systeme ist noch in der Entwicklung.
stoffen liegen in der Grössenordnung von
20 % (OME) bis etwa 40 % (Methan) [2]. Ab- 2.5 Infrastruktur
hängig von der Thermodynamik der Pro-
zesse können verbesserte Wirkungsgrade er- Zusätzlich zu den Energieumwandlungs-
reicht werden, wenn Abwärme (z.B. aus dem anlagen wird eine Infrastruktur benötigt,
Methanisierungsreaktor) für Heizzwecke um P2X-Produkte zum Endverbraucher zu
anderer Prozesse innerhalb des P2X-Systems bringen. Speichersysteme, die eine zeit-
genutzt wird. Auch die effiziente Integration liche Flexibilität bei der Produktion und
von Kohlenstoffquellen führt zu Effizienz- dem Verbrauch von P2X-Produkten ermög-
steigerungen, wie die Direktmethanisie- lichen, müssen Teil dieser Infrastruktur sein.
rung von Biogas in einer P2X-Anlage mit Für einige der P2X-Produkte können be-
einem Gesamtwirkungsgrad von knapp stehende Verteilungsinfrastruktursysteme
60 % zeigt [3]. genutzt werden, z.B. das Erdgasnetz oder die
Infrastruktur für flüssige Brennstoffe. Eine
2.4 Entwicklungsstand grosstechnisch ausgebaute Versorgungs-
infrastruktur für Wasserstoff gibt es in der
Die verschiedenen Technologien, die an Schweiz nicht. Allerdings ist es möglich,
P2X-Systemen beteiligt sind, befinden sich Wasserstoff in kleinen Mengen auch im
derzeit auf unterschiedlichen technologi- Erdgasnetz zu transportieren. Ausserhalb
schen Entwicklungsstufen, die von Stufe 5 der Schweiz, insbesondere für industrielle
(«Technologie, die in der Einsatzumgebung Anwendungen, hat sich der Ferntransport
validiert wurde») bis Stufe 9 («Qualifizier- und die Speicherung von Wasserstoff be-
tes System mit Nachweis des erfolgreichen währt, wie das Beispiel der 240 km langen
Einsatzes») reichen, was die zweithöchste Rhein-Ruhr-Pipeline in Deutschland zeigt.
Stufe kurz vor dem «Nachweis des Systems
in einer Betriebsumgebung» darstellt. Elek-
trolyseur-Technologien, Bestandteil aller
P2X-Anlagen, sind bereits ausgereift, ins-12 SCCER Joint Activity
3 Warum Power-to-X in der Schweiz?
Hintergrund von P2X: Die
Transformation des Energie-
systems als Reaktion
auf zukünftige Energie- und
Klimaherausforderungen.
3.1 Treibhausgasemissionen
und Klimawandel
Die Eindämmung des Klimawandels er-
fordert eine erhebliche Reduzierung der
Treibhausgasemissionen in allen Wirt-
schaftssektoren. Dies wird erhebliche Aus-
wirkungen auf die Energielandschaft und
andere Emissionsquellen haben. Die Schweiz
hat sich verpflichtet, ihre jährlichen direkten
Treibhausgasemissionen bis 2030 um 50%
gegenüber 1990 zu reduzieren. Ein grosser
Teil dieser Reduktion soll im Inland erreicht
werden, während einige Emissionsreduktio-
nen auf Massnahmen im Ausland durch die
Verwendung internationaler Gutschriften
beruhen können [6]. Im Einklang mit dem
Pariser Klimaabkommen hat der Bund das
langfristige Ziel formuliert, die Treibhaus-
gasemissionen im Jahr 2050 um 70–85 %
gegenüber 1990 (inkl. Massnahmen im Aus-
Abbildung 3.1:
land) zu senken und nach 2050 Klimaneut-
CO2 Emissionen in der
ralität zu erreichen [7]. Heute stammen die Schweiz (2015)
inländischen Treibhausgasemissionen in nach Sektoren [9].
der Schweiz zu rund 60% aus der Energie-
umwandlung im Verkehrs- und Gebäude-
sektor und zu 40 % aus anderen Quellen,
darunter der Industrie. Derzeit werden die
meisten CO2-Emissionen der Schweiz im 3.2 Mehr und mehr erneuerbare intermittierender, erneuerbarer Energien
Verkehrssektor emittiert (Abbildung 3.1). Stromproduktion am Strommix, wie z. B. Wind- und Solar-
Die Schweizer Stromproduktion ist nahezu energie, dürften die Herausforderungen für
CO2-frei: Strom wird hauptsächlich aus Was- Die Transformation des Schweizer Ener- die zeitliche und räumliche Balance von An-
serkraft (60%), Kernenergie (32%) und neuen giesystems in Richtung Klimaneutralität gebot und Nachfrage in Zukunft zunehmen.
erneuerbaren Energien (6%) erzeugt [8]. Die erfordert den Einsatz neuer kohlenstoff- Der zeitliche Ausgleich ergibt sich aus dem
Energiestrategie 2050, die darauf abzielt, die armer Energielösungen. Gleichzeitig muss unvermeidlichen Missverhältnis zwischen
Stromversorgung aus Kernkraftwerken in das derzeit hohe Mass an Zuverlässigkeit der Erzeugung von Strom aus erneuerba-
der Schweiz einzustellen und erneuerbare aufrechterhalten werden. Eine Möglichkeit ren Energien und der Nachfrage infolge
Energien und Energieeffizienz zu fördern, die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, von Tag/Nacht-Zyklen, Wettereinflüssen
umreisst die zukünftigen Wege für die Ent- ist eine zunehmende Elektrifizierung von und saisonalen Unterschieden, während
wicklung des Schweizer Energiesektors [4]. Energiedienstleistungen auf der Grundlage der räumliche Ausgleich aus Unterschieden
von Technologien zur CO2-armen Strom- zwischen den Standorten der Stromerzeu-
erzeugung. Mit dem wachsenden Anteil gung und des Stromverbrauchs resultiert.SCCER Joint Activity 13
Die Stromerzeugung aus intermittierenden,
erneuerbaren Quellen erfordert in Zukunft
mehr Flexibilität.
3.3 Flexibilität ist gefragt und Flüssigkeiten umgewandelt werden,
die z. B. als Treib- oder Brennstoffe genutzt
Eine zukünftige Schweizer Energieversor- werden können. Neben den bereits heute
gung, die im Wesentlichen auf hohe Anteile in der Schweiz betriebenen flexiblen Kraft-
an intermittierender Stromerzeugung setzt, werken, d. h. Speicherwasserkraftwerken
braucht ausreichende Flexibilitätsoptio- und Pumpspeicherkraftwerken, ist bei sehr
nen. Diese müssen Energieverschiebungen hohen Anteilen an Wind- und Solarstrom
zwischen Tag und Nacht sowie zwischen eine Flexibilisierung durch weitere flexible
Sommer und Winter ermöglichen: Photo- Kraftwerke, Speicher und den internationa-
voltaik-(PV-)Anlagen, die in der Schweiz len Stromhandel unvermeidlich, um einen
das mit Abstand grösste Potenzial für die kostengünstigen sicheren Betrieb des Elek
Stromerzeugung aus neuen erneuerbaren trizitätssystems zu gewährleisten [10]–[12].
Energien aufweisen, zeigen deutliche sai- P2X-Technologien stellen eine Möglichkeit
sonale Spitzen im Sommer und tägliche dar, die Flexibilität zu erhöhen. P2X-Techno-
Spitzen am Mittag. Im Fall von gleichzeitig logien bieten nicht nur die Möglichkeit einer
niedrigem Stromverbrauch stellen solche verbesserten Sektorkopplung zwischen der
Erzeugungsspitzen eine Herausforderung Stromproduktion und den Verbrauchssek-
für das Stromnetz dar und müssen – wenn toren, sondern auch einen kurz- und lang-
sie genutzt werden sollen – entweder ge- fristigen Ausgleich zwischen Angebot und
speichert und als Strom wiederverwen- Nachfrage.
det, oder in andere Energieträger wie Gase14 SCCER Joint Activity
P2X kann zeitliche und
geografische Flexibilität im
Energiesystem bieten
4 Flexibilität als wichtiger Beitrag
und gleichzeitig das Portfolio
zum Klimaschutz an sauberen Kraftstoffen
erweitern.
4.1 Was kann P2X leisten? basis unter Nutzung von CO2 aus der zu decken (z. B. im Winter, wenn die PV-Er-
Atmosphäre, stationären Quellen, Bio- zeugung gering ist). CO2-arme Kraftstoffe
P2X-Systeme können so konzipiert werden, gasanlagen und industriellen Prozessen aus P2X können fossile Brennstoffe in ver-
dass sie die Flexibilität des Energiesystems als Ersatz für fossile Kraft- und Brenn- schiedenen Nachfragesektoren ersetzen und
erhöhen und gleichzeitig die Treibhaus- stoffen sowie als Rohstoff für indust- so die Treibhausgasemissionen reduzieren.
gasemissionen reduzieren. Die folgenden rielle Prozesse. Wasserstoff, Methan und flüssige synthe-
drei Haupteinsatzzwecke lassen sich unter- tische Kraftstoffe können für verschiedene
scheiden: Die Flexibilität des Stromnetzes kann Zwecke eingesetzt werden: als Kraftstoffe
1. Ausgleich von Energieangebot und durch Elektrolyseure gewährleistet werden, in Motoren, Brennstoffzellen und Turbinen,
-nachfrage über einen langen Zeithori- wenn sie systemdienlich betrieben werden; zur Wärme- und Stromerzeugung sowie als
zont (z.B. saisonal) bei Verfügbarkeit von insbesondere wenn reichlich erneuerbarer Treibstoffe, aber auch als Ausgangsstoffe in
grossen Speichern für Wasserstoff oder Strom verfügbar ist und die Produktion die
Syntheseprodukte und einer möglichen Nachfrage übersteigt («Überschussstrom»). Abbildung 4.1:
Kombination verschiedener Wasser-
Rückverstromung dieser Produkte, Der durch Elektrolyseure erzeugte Wasser-
stoff-Produktions- und Nutzungspfade,
2. Kurzfristige Ausgleichsflexibilität im stoff oder die in nachfolgenden Schritten die der P2X-Technologie zugerechnet
Stromnetz durch Lastmanagement, er- produzierten Energieträger können über werden können; diese sind Teil
möglicht durch einen intelligent ge- verschiedene Zeitskalen gespeichert wer- einer kostenoptimierten Konfiguration
des Schweizer Energiesystems für
steuerten Stromverbrauch von Elektro- den, was für den saisonalen Ausgleich von das Jahr 2050 bei einer ambitionierten
lyseuren, Energieangebot und -nachfrage von Bedeu- Klimapolitik [13]. Dargestellt ist
3. Versorgung mit emissionsarmen syn- tung ist. Dies kann dazu beitragen, den Be- der Stromeinsatz zur Elektrolyse sowie
die in P2X-Anlagen erzeugten
thetischen Energieträgern auf Strom- darf in Zeiten begrenzter Stromversorgung
Energiemengen in Form von Wasser-
stoff und synthetischem Methan sowie
der Verwendung bzw. die Verteilung
der P2X-Produkte. «direkte H2-Nutzung»
bezieht sich auf den direkten Verbrauch
von Wasserstoff ohne Transport im
Gaspipelinenetz.
Verluste Elektrolyse:
1.2 TWh H2-Nutzung
für Mobilität:
H2 direkte Nutzung: 2.0 TWh
3.1 TWh
H2 - Produktion:
H2-Nutzung
3.6 TWh für stationäre
Strom-
einsatz: Anwendungen:
1.4 TWh
4.8 TWh
H2 saisonal transferiert: 0.5 TWh
H2-Speicherverluste
H2 ins Gasnetz : 0.3 TWh
H2-Nutzung für
Methanisierung: 0.2 TWhSCCER Joint Activity 15
Im Vergleich zu anderen neuen erneuerbaren
Energiequellen gibt es ein besonders hohes Potenzial
für Strom aus Solaranlagen in der Schweiz,
was P2X zu einem Schlüsselelement in einem
nachhaltigen Energiesystem macht.
chemischen und industriellen Prozessen. (insbesondere des Mobilitätssektors) mit
Einige dieser P2X-Produkte, wie beispiels- kohlenstoffarmen Kraftstoffen auf Strom-
weise synthetisches Methan, können di- basis ergänzt mehrere andere Massnahmen
rekte Substitute für die heute verwendeten und Technologien, um ehrgeizige Klimaziele
fossilen Energieträger sein, da sie auf der zu erreichen. Modellbasierte Berechnun-
Verbraucherseite keine Änderungen der gen zeigen einen Stromverbrauch durch
Technologien erfordern. Methanol sowie P2X-Technologien im Jahr 2050, der etwa
andere flüssige synthetische Kraftstoffe einem Drittel des in diesem Jahr aus Wind
können zu Benzin, Diesel und Kerosin auf- und PV erzeugten Stroms entspricht [13].
bereitet werden. Die direkte Nutzung von Mit etwa der Hälfte des gesamten Jahresver-
Wasserstoff würde jedoch nicht nur eine brauchs allein in den drei Sommermonaten
neue Verteilungsinfrastruktur oder den Aus- nutzen P2X-Technologien überschüssigen
bau des bestehenden Gasnetzes erfordern, Strom und wandeln ihn in saubere Brenn-
sondern auch neue Endverbrauchstechno- stoffe um, die teilweise saisonal in entspre-
logien, wie beispielsweise Brennstoffzellen, chenden Lagern gespeichert werden, um
die im Vergleich zu vielen gegenwärtigen das Stromnetz im Winter zu entlasten.
Technologien einen effizienteren Energie-
einsatz ermöglichen.
4.2 P2X als wichtiges Element
zukünftiger Energieszenarien
Inwieweit P2X-Produkte und die entspre-
chenden Technologien diese vielfältigen
Vorteile für das Energiesystem auf kosten-
effiziente und klimaschonende Weise er-
bringen können, hängt von verschiedenen
Schlüsselfaktoren ab, darunter die Gesamt-
effizienz des Systems sowie die Umwelt-
auswirkungen und Kosten im Vergleich
zu alternativen Energietechnologien und
anderen Optionen zur Bekämpfung des Kli-
mawandels. Je nach Marktbedingungen
können P2X-Technologien langfristig zu
einer wirtschaftlichen Energieversorgung
in der Schweiz beitragen.
Abbildung 4.1 veranschaulicht die Stärken
von P2X-Technologien und zeigt eine mög-
liche Konfiguration von P2X im Schweizer
Energiesystem unter szenariospezifischen
Annahmen über zukünftige Entwicklun-
gen. Die Versorgung der Nachfragesektoren16 SCCER Joint Activity
5 Kosten von Power-to-X
P2X ist heute teuer, aber
Forschung und Innovation
dürften in Zukunft die Kosten
senken.
5.1 Heutige Kosten verschiedener und der Infrastrukturbedarf. Schwankungen Die Bandbreiten der Produktionskosten
P2X Produkte ergeben sich auch aufgrund unterschied- veranschaulichen die Kostenauswirkungen
licher Niveaus der technologischen Ein- einer Reihe spezifischer Systemparameter
Auf der Grundlage von Literaturdaten, wie satzbereitschaft. Die in diesem Weissbuch und Marktbedingungen der P2X-Tech-
sie in dieser Studie verwendet wurden (De- angegebenen Kosten unterscheiden sich nologie und untermauern das vielfältige
tails sind im Ergänzungsbericht ersichtlich), aufgrund der Annahmen, die in den ver- Technologiedesign und die Marktkonfigu-
zeigen die derzeitigen Kosten für die Her- schiedenen zugrundeliegenden Studien rationen. Als Folge standortspezifischer
stellung von Wasserstoff und synthetischen getroffen wurden. Hauptfaktoren für die Merkmale (z. B. kohlenstoffarme Stromver-
Kraftstoffen erhebliche Unterschiede für Schwankungsbereiche sind folgende Kos- sorgung, CO2-Quelle, Wasserstoffbedarf,
die verschiedenen P2X-Konversionspfade tenfaktoren: Gasnetzkapazität) beeinflussen der Infra-
(Abbildung 5.1): • Strombezugskosten (für die Elektrolyse), strukturbedarf und Skaleneffekte die In-
• 100–180 CHF/MWhth für Wasserstoff • Nutzungsprofil für die Elektrolyse, vestitionskosten von P2X. Die Literatur zeigt
(HHV) (Power-to-Hydrogen: P2H), • Art der Elektrolysetechnologie, Skaleneffekte bei der Skalierung von kW
• 170–250 CHF/MWhth für synthetisches • Systemwirkungsgrade. auf MW-Grössen von einer Halbierung der
Methan (Power-to-Methane: P2M),
• 210–390 CHF/MWhth für synthetische Abbildung 5.1: Verteilung der Kosten für die verschiedenen P2X-Pfade auf der
flüssige Energieträger (Power-to-Liquids: Grundlage aktueller Kosten- und Leistungsdaten (repräsentativ für das Jahr 2015,
P2L), basierend auf der in dieser Studie verwendeten Literaturquellen, wie im Ergän-
zungsbericht aufgeführt). Die Boxplots beinhalten den Median (mittleres Quartil
• 370–500 CHF/MWhel für die Strompro-
innerhalb der Box), 25. und 75. Perzentile. Die Whisker-Plots reichen bis zu den
duktion (Power-to-X-to-Power: P2P). äussersten Datenpunkten ohne Berücksichtigung von Ausreissern; die Ausreisser
werden einzeln mit dem Symbol «•» dargestellt. Für die Pfade, die Gas produzie-
ren, basieren die Daten auf Brennwerten; für die P2L-Route stellt die Einheit
Die Streuung der Kosten hängt mit einer
«CHF pro Liter Benzin-Äquivalent» ein energiebezogenes Mass mit eingeschränk-
Reihe von Faktoren zusammen, darunter die ter Vergleichbarkeit zu den Kraftstoffpreisen im Einzelhandel dar, da diese eine
Systemauslegung sowie die Anlagengrösse erhebliche Steuerkomponente beinhalten.
P2H P2M P2P P2L
31.5 12.2 6.8
CHF/ CHF/ CHF/ CHF/ CHF pro Liter
17.8 H2
CHF/kg 17.8 CH4
CHF/kg 17.8
MWhth MWhth MWhel MWhth Benzin-Äq.
23.6 9.1 5.1
19.7 7.6 4.3
15.8 6.1 3.4
11.8 4.6 2.6
7.9 3.0 1.7
3.9 1.5 0.9
0 0 0SCCER Joint Activity 17
Schlüssel für billigen Wasserstoff:
preiswerte Elektrizität und einige
tausend Stunden Jahresproduktion.
spezifischen Investitionskosten [14], wie sie Stroms für die Elektrolyse 50 % und mehr Wasserstoff bei einem Gaspreisniveau von
für industrielle Grossanwendungen in der der gesamten Wasserstofferzeugungskos- 40 CHF/MWh). Mehrere vergleichende Stu-
Chemie- und Energiebranche typisch sind. ten betragen. Im Vergleich zu alternativen dien belegen diesen Unterschied in den Pro-
Produktionsverfahren zeigt sich, dass die duktionskosten mit einem Faktor von zwei
5.2 Power-to-Hydrogen: Wasserstofferzeugung mit P2H-Systemen bis fünf [15], [16]. Die strombasierte Was-
Wasserstoffproduktion derzeit teurer ist als die Produktion mit dem serstofferzeugung könnte gegenüber der
weit verbreiteten Verfahren der Erdgas- Erdgasdampfreformierung wettbewerbs-
Da der Elektrolyseur die Kernkompo- dampfreformierung (rund 60 CHF/MWhth fähig werden, wenn die Kosten für Erdgas
nente von P2X-Systemen ist, hängen die
Wasserstoffproduktionskosten im Wesent-
lichen von den Ausgaben für Elektrizität
Abbildung 5.2: Wasserstoffproduktionskosten für verschiedene Elektrolyseur-
ab. Für heutige P2H-Technologien wei-
konfigurationen (Investitionskosten, Effizienz) in Abhängigkeit von der
sen die untersuchten Studien im Durch- jährlichen Elektrolyseurauslastung (linkes Feld) und in Abhängigkeit von den
schnitt Wasserstoffproduktionskosten von Kosten für die Stromversorgung (rechtes Feld). Zum Vergleich enthält die
rechte Abbildung die Wasserstoffproduktionskosten für die Dampfmethan
144 CHF/MWhth auf (linke Grafik in Ab-
reformierung, die im Verhältnis zu den Kosten für die Erdgasversorgung
bildung 5.1). Abhängig von den Kosten dargestellt werden. Für alle Technologien zur Wasserstofferzeugung wird ein
der Stromversorgung kann der Anteil des Zinssatz von 5 % angenommen und maximal 90 000 Gesamtbetriebsstunden.
350
Wasserstoff Produktionskosten (CHF/MWh)
bei 4500 Volllaststunden
300
250 250
Wasserstoff Produktionskosten
200 200
(CHF/MWh)
150 150
100 100
50 50
0 0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 20 40 60 80 100 120
Jährliche Betriebsdauer (8760h = 1) Stromkosten (CHF/MWh)
Erdgaskosten (CHF/MWh)
Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 81%
Wirkungsgrad,Strompreis 100 CHF/MWh Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad,
Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad, 4500 Volllaststunden
Strompreis 100 CHF/MWh Elektrolyse: 460 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad,
Elektrolyse: 460 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad,
4500 Volllaststunden
Strompreis 20 CHF/MWh
Elektrolyse: 460 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad, Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad,
Strompreis 20 CHF/MWh 4500 Volllaststunden
Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad, Elektrolyse: 460 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad,
Strompreis 20 CHF/MWh 4500 Volllaststunden
Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad, Erdgasreformierung: 250 CHF/kWe und 76%
Strompreis 20 CHF/MWh Wirkungsgrad, 4500 Volllaststunden18 SCCER Joint Activity
Die Kosten für die Bereitstellung
von CO2 als Input für die
Methanisierung zeigen eine
hohe Variabilität und hängen
von der Kohlenstoffquelle ab.
Kostengünstiges synthetisches
Methan erfordert grosse
Methanisierungsanlagen.
erheblich steigen, z. B. als Folge steigender tionskosten und vergleichsweise höheren kosten im Bereich von 50–100 CHF/MWhth
Weltmarktpreise und/oder der Einpreisung Wirkungsgraden könnten PEM-Elektro- (bei Investitionskosten von 460–920 CHF/
von Umweltkosten (CO2-Steuern), und bei lyseure in Zukunft Wasserstoff zu etwas kWel und einem Zinssatz von 5 % und 20
niedrigen Stromkosten für die Elektrolyse niedrigeren Kosten produzieren können als Jahren Lebensdauer). Daraus lässt sich für
[17]. Im der rechten Grafik in Abbildung alkalische Elektrolyseure. Darüber hinaus eine kostengünstige Produktion von Was-
5.2 sind die Erzeugungskosten für Wasser- versprechen PEM-Elektrolyseure gegenüber serstoff ableiten, dass es entweder einer
stoff als Funktion der Energiebezugskosten alkalischen Elektrolyseuren eine verbesser- signifikanten Reduktion der Investitions-
darstellt, woraus zu sehen ist, dass sehr tes Betriebsverhalten bei Teil- und Überlast kosten des Elektrolyseurs bedarf, sollte der
niedrige Wasserstoffproduktionskosten für sowie einen geringeren Platzbedarf. Strombezug zu niedrigen Kosten nur an
die Elektrolyse nur bei niedrigen Stromkos- Mit steigenden Stromkosten wird die Effi- wenigen Stunden im Jahr möglich sein, oder
ten erreicht werden können. Wenn Strom zienz des Elektrolyseurs immer wichtiger für dass P2X-Anlagenbetreiber kostengünsti-
gratis oder zu sehr niedrigen Preisen ver- die Wirtschaftlichkeit des Gesamtsystems. gen Strom über einen längeren Zeitraum
fügbar ist, z.B. bei sehr hoher Stromproduk- Die potenziellen Effizienzsteigerungen sind sicherstellen können – also auch Strombe-
tion und gleichzeitig niedrigem Verbrauch, jedoch begrenzt und können hohe Strom- zugsquellen erschliessen, die über die aus-
werden die Wasserstoffproduktionskosten preise möglicherweise nicht vollständig schliessliche Nutzung von Überschussstrom
hauptsächlich durch die Investitions- und kompensieren. Die jährliche Auslastung des aus Solar-PV hinaus geht.
Wartungskosten bestimmt. Laut Literatur Elektrolyseurs hat einen geringeren Einfluss
könnten gegenüber heute bis 2030 niedri- auf die Produktionskosten, solange er mit 5.3 Power-to-Methane: Erzeugung
gere Investitionskosten für alkalische Elek- einer relativ hohen Auslastung betrieben von synthetischem Erdgas
trolyseure von 460 CHF/kWel (grüne Linien wird. In den im linken Teil von Abbildung
in Abbildung 5.2) erreicht werden, was bei 5.2 dargestellten Fällen sind oberhalb von Die synthetische Methanproduktion
hohem Wirkungsgrad und sehr geringen 4500 Volllaststunden pro Jahr (Jahresaus- erfordert zusätzliche Prozessschritte nach
Strombezugskosten (SCCER Joint Activity 19
Rückverstromung von
Wasserstoff führt zu sehr
hohen Stromkosten.
Methanproduktionskosten zusätzlich zu 5.4 Power-to-X-to-Power: zifischen Investitionskosten um den Fak-
den Wasserstoffkosten von ca. 20–30 CHF/ Rückverstromung tor 2–6 bis 2030. In Kombination mit den
MWhth. Aus der Literatur geht hervor, dass von P2X-Produkten möglichen Technologieentwicklungen für
sich die künftigen Investitionskosten bis Elektrolyseure könnten die Gesamtkosten
2030 aufgrund von Technologieverbesse- Wenn Wasserstoff oder Methan, das in P2H- der P2P-Stromerzeugung auf Basis von Was-
rungen und Skaleneffekten halbieren könn- und P2M-Systemen erzeugt wird, wieder in serstoff bis 2030 um zwei Drittel gesenkt
ten. Eine weitere Kostenkomponente für Strom umgewandelt wird (P2P), steigen die werden, wodurch Strombereitstellungskos-
die synthetische Methanproduktion sind Kosten der Energieumwandlung erheblich. ten von 150 CHF/MWhel erreicht werden
die Kosten für die Bereitstellung von CO2. Die Kosten des P2P-Pfades hängen von den könnten.
Die spezifische Energie und die Kosten pro Umwandlungsverfahren zur Herstellung des
abgetrennter Einheit CO2 sinken typischer- synthetischen Gases (z.B. P2H oder P2M), der 5.5 Power-to-Liquids: Herstellung von
weise mit zunehmender CO2-Konzentration Art der Rückverstromung (z. B. Brennstoff- flüssigen Kohlenwasserstoffen
der Gasquelle. Tendenziell niedrige Kosten zelle oder Gasturbine) und gegebenenfalls
für die synthetische Methanerzeugung kön- der Wasserstoff- oder SNG-Speicherung ab. Die laufenden Kosten für die Herstellung
nen erreicht werden, wenn energetische Dies gilt sowohl für P2P-Pfade mit mittelfris- von synthetischem Flüssigkraftstoff in
Synergien von Biogasaufbereitungsanlagen tiger (auf Stundenniveau) als auch mit sai- P2L-Anlagen weisen mit 210–390 CHF/
und P2M-Anlagen genutzt werden können, sonaler Speicherung. Derzeit kann in einem MWhth die höchste Bandbreite auf. Ähnlich
z. B. wenn Wärme als Nebenprodukt im Gasturbinen-Kombikraftwerk mit syntheti- wie beim Methanisierungsprozess hängen
P2M-System effizient genutzt werden kann. schem Methan zu Gesamterzeugungskosten die Kosten für die Herstellung synthetischer
Die höchsten in der Literatur genannten von rund 300 CHF/MWhel Strom erzeugt Flüssigkraftstoffe im Wesentlichen von der
Kosten beziehen sich auf die direkte CO2-Ab- werden; die Erzeugungskosten steigen auf Anlagengrösse ab. Ethanolanlagen können
scheidung aus der Luft (250 CHF pro Tonne 470 CHF/MWhel für ein Kleinsystem von bis zu einer Grössenordnung von mehreren
CO2 [18]), was zu Mehrkosten von 50 CHF/ 1 MWel mit P2H, Wasserstoffspeicher und hundert Megawatt gebaut werden, wie sie
MWhth führt. Da sich die so genannte «Direct einer PEM-Brennstoffzelle. In dieser Be- in Asien und den USA üblich sind. Dies führt
Air Capture» Technologie jedoch in einem rechnung werden jedoch keine Erlöse aus zu erheblichen Kosteneinsparungen gegen-
frühen kommerziellen Entwicklungsstadium der inhärenten Co-Produktion von Wärme über Kleinanlagen. Es bedarf aber auch einer
befindet, bestehen erhebliche Unsicherhei- berücksichtigt. Wird Wärme genutzt (z.B. entsprechenden Infrastruktur, um Rohstoffe
ten hinsichtlich der Kosten; Abscheidekosten zur Beheizung von Gebäuden oder in in- zu liefern und Produkte zu verarbeiten. Die
von derzeitig 600 CHF pro Tonne CO2 [19] dustriellen Prozessen) und können Erlöse spezifischen Investitionskosten eines Me-
bedeuten deutlich höhere Mehrkosten für (oder Gutschriften) berücksichtigt werden, thanolsynthesereaktors liegen bei 120–310
die Methanproduktion von bis zu 120 CHF/ können sich niedrigere P2P-Kosten ergeben. CHF/kWth; Fischer-Tropsch-Reaktoren kos-
MWhth. Langfristige Kostenzielgrösse für die Für die Rückverstromung durch traditionelle ten rund 80–300 CHF/kWth. Diese Reaktor-
Schweizer «Direct Air Capture» Technologie gasbasierte Technologien (Gasturbine oder technologien sind bereits heute auf den
liegt bei 100 CHF je Tonne CO2 [19]. Im Ver- Verbrennungsmotor) sind in Zukunft nur Weltmärkten gut etabliert, was signifikante
gleich zu «Direct Air Capture» Technologien noch begrenzte Kostenfortschritte zu er- Kosteneinsparungen in der Zukunft un-
sind die Kosten für die Abtrennung aus an- warten, was in diesem Fall bedeutet, dass wahrscheinlich macht. Zukünftige Kosten-
deren CO2-Quellen, wie fossilen Kraftwerken Kostensenkungen für den P2P-Pfad eher auf senkungen bei P2L-Technologien werden
und Zementwerken, deutlich niedriger, da die Kostenentwicklung von Elektrolyseuren daher vor allem auf die Senkung der Elek-
die CO2-Konzentration dieser Rauchgas- und Methanisierungsanlagen beruhen wer- trolysekosten und Skaleneffekte bei der
ströme höher ist als die CO2-Konzentration den. Für Brennstoffzellensysteme zeigen die Erhöhung von Anlagengrössen und Produk-
in der Atmosphäre, wodurch die CO2-Abtren- Zukunftsperspektiven hohe technologische tionsvolumina zurückzuführen sein.
nung weniger aufwändig ist [20]. Lernraten mit einer Reduzierung der spe-20 SCCER Joint Activity
Klimavorteile sind
nur mit kohlenstoffarmem
6 Nutzen für den Klimaschutz Strom zu erreichen.
6.1 Die Ökobilanzperspektive 800
2017
Treibhausgasemissionen der Autos [g CO2eq/km]
700
Mit Strom als Hauptinput hängen die Aus- Batteriefahrzeug
wirkungen von P2X-Prozessen auf den Kli- 600 Brennstoffzellenauto
ICEV SNG
mawandel – d.h. ihre Treibhausgasemissio- ICEV Diesel
500
nen – hauptsächlich von der CO2-Intensität ICEV Gas
des für die Elektrolyse verwendeten Stroms 400 ICEV Benzin
ab [21]: Ökobilanzergebnisse zeigen, dass
300
die Nutzung von Elektrizität aus Windkraft
oder Sonnenenergie zu wesentlich gerin- 200
geren Treibhausgasemissionen im Lebens-
100
zyklus führt als die herkömmliche Wasser-
stofferzeugung durch Dampfreformierung 0
von Erdgas. Betrachtet man den aktuellen 0 100 200 300 400 500
durchschnittlichen Strommix der Schweiz THG-Intensität des Stroms [g CO2eq/kWh]
(inkl. Importe) wäre die Elektrolyse gegen-
über der Dampfreformierung in Bezug auf
die Treibhausgasemissionen je erzeugter
Abbildung 6.1: Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen pro Kilometer für
Einheit Wasserstoff vorteilhaft. Im Vergleich
heutige Personenkraftwagen und Kraftstoffe in Abhängigkeit vom Treibhaus-
zur Dampfreformierung von Erdgas liegt der gasemissionsgehalt («THG-Intensität») des Stroms, der für das Laden von
Schwellenwert für die Treibhausgasinten- Batterien bzw. zur Herstellung von Wasserstoff oder SNG verwendet wird [23].
Hier wird CO2 für die SNG-Produktion aus der Atmosphäre abgeschieden und
sität des für die Elektrolyse verwendeten
stellt bei der Verbrennung von SNG keinen zusätzlichen Beitrag zum Kohlen-
Stroms bei rund 210 g CO2eq/kWh, was etwa stoffkreislauf dar. ICEV: Fahrzeug mit Verbrennungsmotor. THG-Intensitäten
50 % niedriger ist als die Treibhausgasemis- bestimmter Stromquellen in der Schweiz zum Vergleich: Wasserkraft ca. 10 g
CO2eq/kWh, Windkraft 10–30 g CO2eq/kWh, PV 50–100 g CO2eq/kWh, Schweizer
sionen eines Erdgas-Kombikraftwerks bzw.
Strommix 100–150 g CO2eq/kWh, Erdgas-Kombikraftwerk 400–500 g CO2eq/kWh
des aktuellen Strommixes in Europa. [24].
Bei der Erzeugung synthetischer gasför-
miger Kraftstoffe aus Wasserstoff und CO2
sind die Kohlenstoffintensität des für die
Elektrolyse verwendeten Stroms, die Koh- entlang der verschiedenen P2X-Pfade ist wendung synthetischer Kraftstoffe mit CO2
lenstoffquelle als solche und die mit der die direkte Nutzung von Strom in Batterie- aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe
Wärme- und Stromversorgung zur CO2-Ab- fahrzeugen die klimafreundlichere Option, oder der Nutzung mineralischer Quellen
scheidung verbundenen CO2-Emissionen die sobald die Stromversorgung mit höheren immer einen zusätzlichen Eintrag von CO2
entscheidenden Faktoren für die gesamten Treibhausgasemissionen verbunden ist als in den natürlichen Kohlenstoffkreislauf
Treibhausgasemissionen. Nur Strom mit Strom aus Wasser- oder Windkraftanlagen darstellt, ermöglicht die Abscheidung von
einer Kohlenstoffintensität, die so niedrig (Abbildung 6.1). Unter den P2X-Kraftstoffen CO2 aus der Atmosphäre oder biogenen
ist wie die von Wasser- oder Windkraft, führt die direkte Nutzung von Wasserstoff Quellen grundsätzlich die Synthese klima-
ermöglicht eine erhebliche Reduzierung zu geringeren Klimaauswirkungen als die neutraler Energieträger [22]. Möglichkei-
der Treibhausgasemissionen im Vergleich Verwendung von synthetischen Kohlen- ten der Verbesserung der Umweltbilanz
zur Verwendung von Erdgas (oder ande- wasserstoffen. Bei synthetischen Kohlen- von P2X ergeben sich im Allgemeinen aus
ren fossilen Brennstoffen) als Fahrzeug- wasserstoffen ist die Herkunft des CO2 ein einer verbesserten Prozessintegration mit
kraftstoff. Aufgrund der Energieverluste entscheidender Faktor: Während die Ver- der Nutzung von Abwärme.SCCER Joint Activity 21
Der Standort der P2X-Produktion ist wichtig:
Direkter Zugang zu erneuerbarem Strom und ggf.
ausreichende Mengen an CO2 sind erforderlich.
6.2 CO2-Quellen dukten aus landwirtschaftlichen Kulturen, gebungsluft enthaltenen CO2, das bereits
Grüngut und vor allem Gülle das Potenzial, Teil des natürlichen Kohlenstoffkreislaufs
Für die Herstellung von synthetischem Me- die Menge an verfügbarem Biomethan und ist. Die niedrige CO2-Konzentration in der
than und flüssigen synthetischen Kraftstof- biogenem CO2 stark zu erhöhen. Weitere Luft unter 0.1 Vol.-% macht die direkte Luft-
fen wird eine Kohlenstoffquelle benötigt, potenzielle biogene CO2-Quellen beziehen abscheidung jedoch im Vergleich zu vielen
die auf biogenen, mineralischen oder fos- sich auf die Umwandlung von Holzresten anderen CO2-Abscheidemöglichkeiten ener-
silen Rohstoffen basieren kann; auch die durch indirekte Holzvergasung und Met- gieintensiver und teurer. Mit Pilotanlagen
Atmosphäre kann als CO2-Quelle dienen. hanisierung dieses Gases, mit anschlies- an mehreren Standorten wird diese Techno-
Diese CO2-Quellen müssen in ausreichender sender CO2-Abtrennung. Die Verwendung logie bereits heute in der Schweiz entwickelt
Menge und zu wettbewerbsfähigen Kos- von einem Viertel des ungenutzten Holzes und getestet.
ten verfügbar sein. Die CO2-Abtrennung in einer entsprechenden Vergasungsanlage
benötigt Energie und Infrastruktur, es sei würde die Menge an biogenem CO2 aus be-
denn, Biogas wird direkt als Rohstoff für stehenden Biogasanlagen verdoppeln.
die direkte CO2-Methanisierung genutzt. Weitere mögliche CO2-Quellen sind statio-
Wenn letztendlich der aus CO2 und Was- näre Grossfeuerungsanlagen und Industrie-
serstoff erzeugte synthetische gasförmige anlagen wie Müllverbrennungsanlagen (29
oder flüssige Kraftstoff zur Energieum- in der Schweiz) oder Zementwerke (6 in der
wandlung verwendet wird (z. B. in einem Schweiz); der Standort der Anlagen ist je-
Auto mit Verbrennungsmotor oder in einem doch entscheidend [26]. Die Nutzung dieser
Blockheizkraftwerk), entsteht wieder CO2 Quellen bedeutet, CO2 aus einem Gasstrom
als Verbrennungsprodukt. Als solches sind zu trennen, der Stickstoff und unverbrann-
P2X-Technologien in der Lage, die Emissio- ten Sauerstoff sowie Schwefeloxide, Stick-
nen zeitlich zu verschieben, aber sie stellen oxide und viele andere Bestandteile enthält.
keine Entfernung von Kohlenstoff aus dem Eine typische CO2-Konzentration im Rauch-
Kohlenstoffkreislauf dar. gas dieser Punktquellen liegt unter 20%. Die
Eine mögliche Quelle für CO2 ist Biogas, das heutigen Müllverbrennungsanlagen sind
aus biogenen Substraten (Klärschlamm, für rund 60 % (4.2 Mt CO2) der CO2-reichen
Grünabfälle, landwirtschaftliche Reststoffe Rauchgase in der Schweiz verantwortlich
und Gülle) durch anaerobe Vergärung ge- und die 6 Zementwerke für 38 % (2.7 Mt
wonnen wird. Je nach Substrat und Prozess CO2). Anlagen auf Biomassebasis stellen
kann der CO2-Gehalt des Biogases bis zu 45% einen geringen Anteil dar. Obwohl diese
erreichen. Wird das CO2 aus dem Biogas ab- Quellen aus technischer Sicht erhebliche
getrennt, bleibt Methan als Hauptprodukt, Mengen an CO2 liefern könnten, könnte
das als Biomethan in das Gasnetz einge- die Nähe zu grossen Produktionsstätten für
speist oder direkt vor Ort genutzt werden Strom aus erneuerbaren Energien problema-
kann. Die heute bestehende Biogasproduk- tisch sein. Liegt die CO2-Quelle in der Nähe
tion in der Schweiz (rund 150 Biogasanlagen der P2X-Anlage und der Stromerzeugung,
[25]) entspricht einem CO2-Potenzial von können die notwendigen Infrastrukturen
rund 0.14 Mio. t CO2 pro Jahr. für CO2 bzw. Stromtransport und damit die
Während das Rohstoffpotenzial aus Abwas- Kosten reduziert werden.
ser bereits heute weitgehend genutzt wird, Die direkte CO2-Abscheidung aus der Luft
hat die anaerobe Vergärung von Nebenpro- ermöglicht die Nutzung des in der Um-Sie können auch lesen
