Power-to-X: Perspektiven in der Schweiz · ausvationspolitischer inno Sicht besser ge-eignet. 12.2 Wechselwirkung zwischen Produzenten und Konsumenten Dieterstützung Un von P2X-Anlagen

Power-to-X: Perspektiven in der Schweiz

Ein Weissbuch

Juli 2019

HSRHOCHSCHULE FÜR TECHN I KRAPP E RS WI L 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, G. Georges4, M. Held4, S. Heselhaus8, P. Korba5, L. Küng4, A. Malhotra3, S. Moebus6, D. Parra7, J. Roth1, M. Rüdisüli2, T. Schildhauer1, T.J. Schmidt1, T.S. Schmidt3, M. Schreiber8, F.R. Segundo Sevilla5, B. Steffen3, S.L. Teske2

1 Paul Scherrer Institut (PSI)2 Eidgenössische Materialprüfungs-

und Forschungsanstalt (Empa)3 Eidgenössische Technische Hochschule (ETH)

Zürich, Departement Geistes-, Sozial- und 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

2. AuflageDOI 10.3929/ethz-b-000341153

SCCER Joint Activity 5

Inhaltsverzeichnis

Synthese 6

1 Vorwort und Einleitung 8

2 Was ist Power-to-X? 92.1 Grundprinzip 9

2.2 Elektrolyse 9

2.3 SynthesevonMethan,anderen

KohlenwasserstoffenoderAmmoniak 10

2.4 Entwicklungsstand 11

2.5 Infrastruktur 11

3 Warum Power-to-X in der Schweiz? 123.1 TreibhausgasemissionenundKlimawandel 12

3.2 MehrundmehrerneuerbareStromproduktion 12

3.3 Flexibilitätistgefragt 13

4 Flexibilität als wichtiger Beitrag zum Klimaschutz 144.1 WasbringtP2X? 14

4.2 P2XalswichtigesElement

zukünftigerEnergieszenarien 15

5 Kosten von Power-to-X 165.1 HeutigeKostenverschiedenerP2XProdukte 16

5.2 Power-to-Hydrogen:Wasserstoffproduktion 17

5.3 Power-to-Methane:Erzeugung

vonsynthetischemErdgas 18

5.4 Power-to-X-to-Power:Rückverstromung

vonP2X-Produkten 19

5.5 Power-to-Liquids:Herstellung

vonflüssigenKohlenwasserstoffen 19

6 Nutzen für den Klimaschutz 206.1 DieÖkobilanzperspektive 20

6.2 CO2-Quellen 20

7 Power-to-X und der Schweizer Strommarkt 227.1 P2XalsDienstleisterimElektrizitätssystem 22

7.2 P2XalsStromspeicher 22

7.3 P2XzurStabilisierungdesStromnetzes 23

8 Power-to-X und der Schweizer Gasmarkt 258.1 SynthetischesMethan 25

8.2 Wasserstoff 25

9 Power-to-X und der Verkehrssektor 279.1 Flugverkehr 27

9.2 Strassenverkehr 27

10 Power-to-X in der Industrie 3010.1 DieRollevonWasserstoff 30

10.2 DieSchweizerIndustrie 30

11 Integration von Power-to-X in verschiedene Märkte 31

12 Power-to-X und Innovationspolitik 3212.1 Anschubfürdeneinheimischen

SchweizerMarkt 32

12.2 Wechselwirkungzwischen

ProduzentenundKonsumenten 32

13 Gesetzliche Aspekte im Zusammenhang mit Power-to-X 3313.1 AllgemeineRegelungen 33

13.2 DerStatusvonP2XalsEndverbraucher

undStromerzeuger 33

13.3 P2XalsInvestitioninsStromnetz 33

13.4 RegelungzurStrommarktentflechtung 33

13.5 DerGasmarkt 33

13.6 DerVerkehrssektor 33

13.7 DerWärmemarkt 34

13.8 RegulatorischerEinflussauf

Geschäftsmodelle 34

14 Verdankung 35

15 Abkürzungen 35

16 Terminologie 36

17 Quellenverzeichnis 38

6 SCCER Joint Activity

Synthese

Das Schweizer Energiesystem steht vor

einem tiefgreifenden Wandel und damit

verbundenen Herausforderungen: Wäh-

renddieKernkraftwerkeschrittweisevom

Netz genommen werden, soll die Strom-

erzeugung aus Sonnen- und Windenergie

die entstehende Lücke (teilweise) schlies-

sen. Gleichzeitig wird erwartet, dass das

Energiesystem seine Kohlendioxid-(CO2-)

Emissionen reduziert, um die Klimaziele

imEinklangmitdemPariserAbkommenzu

erreichen,alsodenglobalenTemperaturan-

stiegaufdeutlichunter2°Cgegenüberdem

vorindustriellenNiveauzubegrenzen.Für

dieSchweizbedeutetdieskonkretdenEr-

satzfossilerBrennstoffeimVerkehrssektor

sowiefürdieWärmebereitstellung.

Ein Stromsystem, das weitgehend auf

intermittierenden erneuerbaren Energien

basiert, benötigt zeitliche Flexibilitätsop-

tionen,dieErzeugungundNachfrageaus-

gleichen.EinedieserFlexibilitätsoptionen

ist «Power-to-X» (P2X): Dieser Begriff be-

schreibtdieelektrochemischeUmwandlung

vonStromingasförmigeoderflüssigeEner-

gieträgeroderindustrielleAusgangsstoffe.

Damit umfasst dieses Weissbuch elektro-

chemische P2X-Verfahren, nicht jedoch

den Einsatz von Elektrizität zur direkten

Wärmebereitstellung(Power-to-Heat).Die

P2X-Prozesskette beginnt mit der Elektro-

lysevonWasser(Abbildung1.1).Derausder

Elektrolyse gewonnene Wasserstoff kann

entwederdirektalsBrennstoffgenutztoder

–inKombinationmitCO2ausverschiedenen

Quellen–weiterinsynthetischeKraftstoffe

wieMethan(SyntheticNaturalGas–SNG)

oderflüssigeKohlenwasserstoffeumgewan-

deltwerden.Wasserstoffundsynthetische

Kraftstoffe können fossile Brennstoffe

für Heizungen, Mobilität oder die Strom-

erzeugungdirektersetzenunddamitden

CO2-Ausstoss reduzieren. Allerdings muss

mandiegesamteP2X-Umwandlungskette

berücksichtigen,umzubeurteilen,wieviel

CO2 effektiv reduziert wird. Das Ausmass

dererreichbarenCO2-Emissionsminderung

hängt hauptsächlich von den CO2-Emis-

sionenab,diemitdemfürdieElektrolyse

verwendetenStromverbundensind.Viel-

versprechendeP2X-OptionenimSchweizer

KontextsindderEinsatzvonWasserstoffin

BrennstoffzellenfahrzeugenunddieErzeu-

gungvonsynthetischemMethanalsErsatz

für Erdgas als Brenn- und Treibstoff. Im

MobilitätssektorkönnensynthetischeKraft-

stoffeinsbesonderefürdenFernverkehrund

denSchwerlastverkehrvonBedeutungsein,

bei denen die direkte Elektrifizierung mit

Batterietechnologien stark eingeschränkt

ist.SowohlWasserstoffalsauchSNGkönnen

ebenfalls wieder in Strom umgewandelt

werden.

Wasserstoff,MethanundflüssigeKohlen-

wasserstoffe können – im Gegensatz zu

Strom–leichtüberlangeZeiträumegespei-

chert werden und ergänzen andere kurz-

fristige Energiespeicheroptionen für die

IntegrationvonSonnen-undWindenergie.

Vorausgesetzt,dassdieseLangzeitspeicher

fürP2X-Produkteverfügbarsind,stelltdiese

MöglichkeitdersaisonalenAnpassungvon

StromerzeugungundEnergiebedarfeinen

wichtigenVorteilvonP2Xdar;ebensowie

auch Dienstleistungen zur Stabilisierung

des Stromnetzes. Der Wert von P2X-Tech-

nologienentfaltetsichinderKombination

seinervielfältigenVorteile,diesichaufeine

grösserezeitlicheFlexibilitätdesStromsys-

tems, die Herstellung potenziell sauberer

Brennstoffe für die Endverbraucher und

dieReduzierungderCO2-Emissionendurch

den Einsatz von CO2 bei der Herstellung

von synthetischen Brennstoffen, welche

fossileEnergieträgerersetzen,beziehen.Al-

lerdingsistjederderUmwandlungsschritte

derP2X-TechnologiemitEnergieverlusten

behaftet.

DaEnergieverlustemitKostenverbunden

sindunddasicheinigederanP2Xbeteilig-

tenProzessenochinderEntwicklungsphase

befinden,sinddieKostenfürP2X-Produkte

derzeit hoch. Ein Schlüsselfaktor für die

Wettbewerbsfähigkeit von P2X ist die Be-

reitstellungvonStromzumöglichstgerin-

gen Kosten. Als eine Technologie, die die

Verbindung verschiedener Energiebereit-

stellungs-und-verbrauchssektorenermög-

licht (Sektorkopplungstechnologie) ist es

füreineerfolgreicheMarktintegrationder

P2X-Technologiewichtig,Umsätzeaufver-

schiedenenMärktengenerierenzukönnen.

UntergeeignetenRandbedingungenkönnte

die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit

in Zukunft erreicht werden. Eine solche

positive Entwicklung hängt von einigen

Schlüsselfaktorenab:

• DasErreichenderZielederTechnologieent-

wicklungundSenkungderAnlagenkosten,

• EinebreiteEinführungvonBrennstoffzel-

len-oderSNG-Fahrzeugenzusammenmit

dererforderlichenKraftstoffverteilungs-

infrastruktur,

• EinRegulierungsrahmen,derStromspei-

chertechnologienunddamitP2Xgleich

behandelt(insbesondereinBezugaufdie

Stromnetzgebühren)undderdieUmwelt-

vorteilevonP2X-Produktenmonetarisiert

(wiebeispielsweisedurcheineBesteue-

rungvonCO2-Emissionen),

• Die Identifikation von Marktchancen

von P2X in unterschiedlichen Sektoren

unddieNutzungoptimalerStandortefür

P2X-AnlagenmitZugangzukostengüns-

tigemStromauserneuerbarenEnergien

sowiegeeignetenCO2-Quellen.


Basierend auf dem vorhandenen Wissen

scheineneinigeEmpfehlungenzurUnter-

stützung der Einführung von P2X in der

SchweizfürpolitischeEntscheidungsträger,

dieForschungundandereInteressengrup-

penangemessen:

• EssindehrgeizigeZielefürdieReduzie-

rung der CO2-Emissionen im Inland er-

forderlich.

• DiederzeitigenUnklarheitenimRegulie-

rungsrahmen sollten beseitigt werden,

wobeidieVorteilevonP2XimStromnetz

alsErzeugerundVerbrauchervonStrom

anerkanntwerdensollten.

• DieHochskalierungvonP2X-Pilotanlagen

sollteunterstütztwerden,umdieGrösse

kommerziellerEinheitenzuerreichen.

• DieInnovationspolitiksolltedenBinnen-

marktfürP2X-Produktestärkenunddie

Entwicklung unterstützen, indem sie

P2X-Technologien in umfassenden Pro-

jektaufbauteneinsetzt,welchekomplette

P2X-Wertschöpfungskettenabdecken.

• EssolltenklareRegelnfürdieBerücksich-

tigung der potenziellen Umweltvorteile

vonP2X-Kraftstoffenfestgelegtwerden,

unddieseVorteilemüssengewinnbrin-

gendgenutztwerdenkönnen.

• 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-

giestrategie2050)vertieftwerden,wobei

der Systemintegration und den lokalen

Aspekten(Verbrauchsstrukturen,Verfüg-

barkeitvonRessourcenundInfrastruktur)

besondereBerücksichtigungzukommen

sollte.


Das vorliegende Weissbuch geht auf das

entsprechende Projekt von fünf Schwei-

zer Kompetenzzentren für Energiefor-

schung (SCCER Joint Activity White Paper

Power-to-X)zurück,dasvonderSchweizer

Innovationsagentur Innosuisse und dem

Bundesamt für Energie finanziert wurde.

Ziel dieses Weissbuchs ist es, die wich-

tigsten vorhandenen Erkenntnisse über

P2X-Technologien zu sammeln und eine

Synthese der vorhandenen Literatur und

ForschungsergebnissealsGrundlagefürdie

BewertungdieserTechnologienimSchwei-

zerKontextundihrerpotenziellenRolleauf

dem Schweizer Energiemarkt zu liefern.

DiesesWeissbuchbefasstsichmitP2Xim

Zusammenhangmitderelektrochemischen

Umwandlungundbehandeltkeineelektro-

thermischen Umwandlungssysteme wie

elektrische Heizungen und Warmwasser-

systeme. Mit dem Ziel, eine technische,

wirtschaftlicheundökologischeBewertung

von P2X-Technologien mit ihren systemi-

schenAbhängigkeitenabzuleiten,werden

dieGas-undStrommärktesowiederMobili-

tätssektorunterEinbezugderentsprechen-

denregulatorischenundinnovationspoliti-

schenAspekteuntersucht(Abbildung1.1).

Ergänzend zu diesem Weissbuch ist ein

umfassender Hintergrundbericht mit de-

tailliertenInformationenzudenverschie-

denentechnologischenAspektenvonP2X

sowiedenentsprechendenAuswirkungen

aufMärkte,rechtlicheAspekteundRicht-

linien verfügbar (z.B. unter http://www.

sccer-hae.ch/).DerHintergrundberichtbe-

inhaltetauchdieVerweiseaufalleverwen-

deten Literaturquellen, wohingegen sich

dasvorliegendeWeissbuchaufdieAngabe

voneinigenausgewähltenLiteraturquellen

beschränkt.

1 Vorwort und Einleitung

Abbildung 1.1: Schematische Darstellung des Inhalts dieses Weissbuchs.

Umweltperspektive- Ökobilanz (mit Endnutzung der Produkte)- Vergleich mit konventionellen Alternativen

Rechtliche Rahmenbedingungen & Implikationen für Innovationspolitik- Allgemeine gesetzliche Regelungen- Marktregulierungen

- Gasmarkt- Strommarkt- Wärmemarkt

- Schwerpunkte für Innovationspolitik

Strommarktperspektive- Situation heute & in Zukunft- Netzstabilität- Systemdienstleistungen- Anforderugnen an Anlagengrössen

& -standorte- Marktintegration

CO2-Quellen & -Märkte- Biogene Quellen- Industrielle Quellen- Direkte Abscheidung aus der Luft

Endverbraucher-Perspektive- Gasförmige Brennstoffe CH4, H2- Transportsektor- Industrie: CH4, H2 als Rohstoff- Kombinierte Erlöse an

verschiedenen Märkten

Technologieübersicht & Techno-ökonomische Bewertung- Power-to-X Produktionsrouten- Schlüsselkomponenten & -prozesse- Kosten und technische Parameter


2.1 Grundprinzip

Das Grundprinzip von P2X-Systemen be-

steht in einem ersten Schritt in der Elek-

trolyse von Wasser: Mit Hilfe von Strom

wirdWasserinWasserstoffundSauerstoff

gespalten. Je nach Endanwendung kann

WasserstoffdirektoderzurHerstellungan-

dererEnergieträgereingesetztwerden.Die

Synthese anderer Energieträger erfordert

weitereProzessschritte,diegasförmigeoder

flüssige Kohlenwasserstoffe wie Methan,

Methanol,andereflüssigeKraftstoffeoder

Ammoniakerzeugen (Tabelle 2.1). Bei der

Herstellung von Kohlenwasserstoffen be-

nötigtdieserzweiteSchritteineKohlenstoff-

quelle, die ein Synthesegas aus biogenen

Rohstoffen,CO2ausderAtmosphäre,oder

ausstationärenEmissionsquellen,z.B.fos-

silenKraftwerkenoderZementwerken,sein

kann.IneinemdrittenundletztenSchritt

müssen die Endprodukte möglicherweise

für die weitere Verwendung aufbereitet

werden.

1. ErsterSchritt–ElektrolysevonWasser:

2H2O"2H2+O2

2. ZweiterSchritt(optional,abhängig

vomZielprodukt;einerderfolgenden

Prozesse):

• MethanisierungvonCO2undWas-

serstoff:CO2+4H21CH4+2H2O

oder

MethanisierungvonKohlenstoff-

monoxid(CO)undWasserstoff:

CO+3H21CH4+H2O

• MethanolSynthese:

CO2+3H21CH3OH+H2O

• SyntheseflüssigerTreibstoffe,

Fischer-TropschProzess:

CO2+H2"CO+H2O;

CO+H2"CxHyOH+H2O

• AmmoniakSynthese:

N2+3H212NH3

3. Aufbereitungfürweitere

Verwendung:

• EntfernungvonVerunreinigungen

• Verdichtung

• Vorkühlung

2.2 Elektrolyse

JederP2X-Umwandlungspfadistdurcheine

spezifischeKombinationvonTechnologien

gekennzeichnet,dievondenerforderlichen

Eingangs-undAusgangsproduktenabhängt

(Abbildung 2.1); der Elektrolyseur ist eine

KernkomponenteallerP2X-Systeme.Esgibt

dreiHaupttypenvonElektrolyseuren:

1. AlkalischeElektrolyseure

2. Elektrolyseuremit

Polymerelektrolytmembran(PEM)

3. Elektrolyseuremit

Festoxid-Elektrolysezellen(SOEC)

WährenddiealkalischeElektrolysedieheute

etablierte Technologie ist und für indust-

rielle Grossanwendungen weit verbreitet

ist, werden PEM-Elektrolyseure typischer-

weisefürkleineAnwendungengebaut.Sie

haben eine vergleichsweise höhere Leis-

tungsdichteundZelleffizienzjedochhöhere

Kosten. SOEC, die auf hohem Temperatur-

niveau arbeiten, befinden sich in einem

2 Was ist Power-to-X? Das «X» in P2X repräsentiert Produkte wie Wasserstoff, Methan oder Methanol.

Tabelle 2.1: Technologie Überblick von P2X-Systemen – wichtigste Technologien, Inputs und Produkte.

P2X Endprodukt Umwandlungs-schritte

Kohlenstoff-Atome

Inputs Technologien Produkte

Wasserstoff (H2) 1(+3) 0 Strom, Wasser, Wärme (für SOEC)

Elektrolyseur, Wasserstoffspeicher

Wasserstoff, Sauerstoff, Wärme

Synthetisches Methan(CH4)

1+2+3 1 Strom, Wasser, CO/CO2

Elektrolyseur, Methanisierungsreaktor

Methan, Sauerstoff, Wärme

Synthetisches Methanol (CH3OH)

1+2+3 1 Strom, Wasser, CO2 Elektrolyseur, Synthesereaktor

Methanol, Sauerstoff, Wärme

Synthetische flüssige Kohlenwasserstoffe (CxHyOH)

1+2+3 unterschiedlich Strom, Wasser, (Wärme), CO2

Elektrolyseur, Fischer-Tropsch-Reaktor

flüssige Kohlenwasserstoffe, Sauerstoff, Wärme

Ammoniak(NH3)

1+2+3 0 Strom, Wasser, Stickstoff (N2)

Elektrolyseur, Synthesereaktor

Ammoniak, Sauerstoff, Wärme


frühenEntwicklungsstadiummitdenpoten-

ziellen Vorteilen eines hohen elektrischen

Wirkungsgrades,niedrigerMaterialkosten

undderMöglichkeit,imUmkehrmodusals

BrennstoffzelleoderimCo-Elektrolyse-Mo-

duszuarbeitenundSynthesegasausWas-

serdampfundCO2zuerzeugen.Obwohldie

Elektrolyse eine endotherme Reaktion ist,

treten in der Regel Wärmeübertragungs-

verluste auf, die zu Abwärme führen, die

inanderenAnwendungengenutztwerden

kann.DieProzesseffizienzen,d.h.derEner-

giegehaltdesWasserstoffbasierendaufdem

oberenHeizwert(HHV)imVerhältniszum

effektiven Energieeinsatz, fortschrittlicher

zukünftiger Systeme liegen in einem Be-

reichvon62–81%füralkalischeundbiszu

89%fürPEM-Elektrolyseureundnochhöher

für SOEC-Elektrolyseure. Neben den drei

HaupttypenderElektrolysewerdenweitere

Elektrolyseverfahren untersucht, wie z.B.

die Plasma-Elektrolyse, die sich ebenfalls

in einem frühen Forschungsstadium be-

findet.

2.3 Synthese von Methan, anderen Kohlenwasserstoffen oder Ammoniak

Für die Herstellung synthetischer, gasför-

miger oder flüssiger Kohlenwasserstoffe

in der Elektrolyse nachfolgenden Prozess-

schritten sind verschiedene zusätzliche

Reaktorsysteme erforderlich, wie z.B. ein

Methanisierungsreaktor(katalytischeroder

biologischer Reaktor), ein katalytische Fi-

scher-Tropsch-Reaktor oder ein Methanol-

synthesereaktor,derauchinKombination

Die Elektrolyse ist der Schlüsselprozess in allen P2X-Systemen.

Abbildung 2.1: Schematische Darstellung verschiedener P2X-Pfade mit Technologie-Alternativen (basierend auf [1]).


miteinemweiterenVerfahrenzurHerstel-

lung von Oxymethylenether (OME) einge-

setztwerdenkann.IndiesenReaktorenist

CO2 neben Wasserstoff ebenfalls ein Roh-

stoff.

Das CO2 kann aus verschiedenen Quellen

stammen:ausbiogenenodersynthetischen

Gasströmen,ausAbgasenausderVerbren-

nungfossileroderbiogenerBrennstoffeoder

aus der Atmosphäre. Über die gesamten

P2X-KettenhinwegistjederProzessschritt

mitEnergieverlustenverbunden:Dietypi-

schen Wirkungsgrade für die Herstellung

von strombasierten, synthetischen Kraft-

stoffenliegeninderGrössenordnungvon

20%(OME)bisetwa40%(Methan)[2].Ab-

hängig von der Thermodynamik der Pro-

zessekönnenverbesserteWirkungsgradeer-

reichtwerden,wennAbwärme(z.B.ausdem

Methanisierungsreaktor) für Heizzwecke

andererProzesseinnerhalbdesP2X-Systems

genutztwird.AuchdieeffizienteIntegration

vonKohlenstoffquellenführtzuEffizienz-

steigerungen, wie die Direktmethanisie-

rung von Biogas in einer P2X-Anlage mit

einem Gesamtwirkungsgrad von knapp

60%zeigt[3].

2.4 Entwicklungsstand

Die verschiedenen Technologien, die an

P2X-Systemenbeteiligtsind,befindensich

derzeit auf unterschiedlichen technologi-

schenEntwicklungsstufen,dievonStufe5

(«Technologie,dieinderEinsatzumgebung

validiertwurde»)bisStufe9(«Qualifizier-

tesSystemmitNachweisdeserfolgreichen

Einsatzes») reichen, was die zweithöchste

Stufekurzvordem«NachweisdesSystems

ineinerBetriebsumgebung»darstellt.Elek-

trolyseur-Technologien, Bestandteil aller

P2X-Anlagen, sind bereits ausgereift, ins-

besonderediealkalischeTechnologie.Nach

einigenerfolgreichenDemonstrationspro-

jekten, wie z.B. einer 6.3 MWel Power-to-

Methan-Anlage in Werlte (Deutschland)

mit katalytischer Technologie zur Metha-

nisierung [4] und der 1 MWel-Anlage aus

dem BiOCAT-Projekt in Kopenhagen [5],

habenauchdieMethanisierungsreaktoren

in jüngster Zeit die kommerzielle Ebene

erreicht. Fischer-Tropsch- und Methanol-

reaktoren sind in der chemischen Indus-

triebereitsinvielgrösseremUmfangweit

verbreitet, aber ihre Implementierung in

P2X-SystemeistnochinderEntwicklung.

2.5 Infrastruktur

Zusätzlich zu den Energieumwandlungs-

anlagen wird eine Infrastruktur benötigt,

umP2X-ProduktezumEndverbraucherzu

bringen. Speichersysteme, die eine zeit-

liche Flexibilität bei der Produktion und

demVerbrauchvonP2X-Produktenermög-

lichen,müssenTeildieserInfrastruktursein.

Für einige der P2X-Produkte können be-

stehendeVerteilungsinfrastruktursysteme

genutztwerden,z.B.dasErdgasnetzoderdie

InfrastrukturfürflüssigeBrennstoffe.Eine

grosstechnisch ausgebaute Versorgungs-

infrastrukturfürWasserstoffgibtesinder

Schweiz nicht. Allerdings ist es möglich,

Wasserstoff in kleinen Mengen auch im

Erdgasnetz zu transportieren. Ausserhalb

derSchweiz, insbesonderefürindustrielle

Anwendungen,hatsichderFerntransport

und die Speicherung von Wasserstoff be-

währt,wiedasBeispielder240kmlangen

Rhein-Ruhr-PipelineinDeutschlandzeigt.

P2X kann saubere Kraftstoffe erzeugen, die Benzin, Diesel und Erdgas ersetzen.


3.1 Treibhausgasemissionen und Klimawandel

Die Eindämmung des Klimawandels er-

fordert eine erhebliche Reduzierung der

Treibhausgasemissionen in allen Wirt-

schaftssektoren.DieswirderheblicheAus-

wirkungen auf die Energielandschaft und

andereEmissionsquellenhaben.DieSchweiz

hatsichverpflichtet,ihrejährlichendirekten

Treibhausgasemissionenbis2030um50%

gegenüber1990zureduzieren.Eingrosser

TeildieserReduktionsollimInlanderreicht

werden,währendeinigeEmissionsreduktio-

nenaufMassnahmenimAuslanddurchdie

Verwendung internationaler Gutschriften

beruhenkönnen[6].ImEinklangmitdem

PariserKlimaabkommenhatderBunddas

langfristigeZiel formuliert,dieTreibhaus-

gasemissionen im Jahr 2050 um 70–85%

gegenüber1990(inkl.MassnahmenimAus-

land)zusenkenundnach2050Klimaneut-

ralitätzuerreichen[7].Heutestammendie

inländischen Treibhausgasemissionen in

derSchweizzurund60%ausderEnergie-

umwandlung im Verkehrs- und Gebäude-

sektor und zu 40% aus anderen Quellen,

darunterderIndustrie.Derzeitwerdendie

meisten CO2-Emissionen der Schweiz im

Verkehrssektor emittiert (Abbildung 3.1).

DieSchweizerStromproduktionistnahezu

CO2-frei:StromwirdhauptsächlichausWas-

serkraft(60%),Kernenergie(32%)undneuen

erneuerbarenEnergien(6%)erzeugt[8].Die

Energiestrategie2050,diedaraufabzielt,die

Stromversorgung aus Kernkraftwerken in

derSchweizeinzustellenunderneuerbare

Energien und Energieeffizienz zu fördern,

umreisstdiezukünftigenWegefürdieEnt-

wicklungdesSchweizerEnergiesektors[4].

3.2 Mehr und mehr erneuerbare Stromproduktion

Die Transformation des Schweizer Ener-

giesystems in Richtung Klimaneutralität

erfordert den Einsatz neuer kohlenstoff-

armerEnergielösungen.Gleichzeitigmuss

das derzeit hohe Mass an Zuverlässigkeit

aufrechterhaltenwerden.EineMöglichkeit

dieTreibhausgasemissionenzureduzieren,

ist eine zunehmende Elektrifizierung von

EnergiedienstleistungenaufderGrundlage

von Technologien zur CO2-armen Strom-

erzeugung. Mit dem wachsenden Anteil

intermittierender, erneuerbarer Energien

am Strommix, wie z.B. Wind- und Solar-

energie,dürftendieHerausforderungenfür

diezeitlicheundräumlicheBalancevonAn-

gebotundNachfrageinZukunftzunehmen.

DerzeitlicheAusgleichergibtsichausdem

unvermeidlichenMissverhältniszwischen

der Erzeugung von Strom aus erneuerba-

ren Energien und der Nachfrage infolge

von Tag/Nacht-Zyklen, Wettereinflüssen

und saisonalen Unterschieden, während

derräumlicheAusgleichausUnterschieden

zwischendenStandortenderStromerzeu-

gungunddesStromverbrauchsresultiert.

3 Warum Power-to-X in der Schweiz? Hintergrund von P2X: Die Transformation des Energie-systems als Reaktion auf zukünftige Energie- und Klimaherausforderungen.

Abbildung 3.1: CO2 Emissionen in der Schweiz (2015) nach Sektoren [9].


3.3 Flexibilität ist gefragt

Eine zukünftige Schweizer Energieversor-

gung,dieimWesentlichenaufhoheAnteile

anintermittierenderStromerzeugungsetzt,

braucht ausreichende Flexibilitätsoptio-

nen.DiesemüssenEnergieverschiebungen

zwischen Tag und Nacht sowie zwischen

Sommer und Winter ermöglichen: Photo-

voltaik-(PV-)Anlagen, die in der Schweiz

das mit Abstand grösste Potenzial für die

Stromerzeugung aus neuen erneuerbaren

Energien aufweisen, zeigen deutliche sai-

sonale Spitzen im Sommer und tägliche

SpitzenamMittag.ImFallvongleichzeitig

niedrigem Stromverbrauch stellen solche

Erzeugungsspitzen eine Herausforderung

fürdasStromnetzdarundmüssen–wenn

sie genutzt werden sollen – entweder ge-

speichert und als Strom wiederverwen-

det,oderinandereEnergieträgerwieGase

und Flüssigkeiten umgewandelt werden,

diez.B.alsTreib-oderBrennstoffegenutzt

werden können. Neben den bereits heute

inderSchweizbetriebenenflexiblenKraft-

werken, d.h. Speicherwasserkraftwerken

undPumpspeicherkraftwerken,istbeisehr

hohenAnteilenanWind-undSolarstrom

eineFlexibilisierungdurchweitereflexible

Kraftwerke,Speicherunddeninternationa-

lenStromhandelunvermeidlich,umeinen

kostengünstigensicherenBetriebdesElek-

trizitätssystemszugewährleisten[10]–[12].

P2X-TechnologienstelleneineMöglichkeit

dar,dieFlexibilitätzuerhöhen.P2X-Techno-

logienbietennichtnurdieMöglichkeiteiner

verbessertenSektorkopplungzwischender

StromproduktionunddenVerbrauchssek-

toren,sondernaucheinenkurz-undlang-

fristigenAusgleichzwischenAngebotund

Nachfrage.

Die Stromerzeugung aus intermittierenden, erneuerbaren Quellen erfordert in Zukunft mehr Flexibilität.


4.1 Was kann P2X leisten?

P2X-Systemekönnensokonzipiertwerden,

dasssiedieFlexibilitätdesEnergiesystems

erhöhen und gleichzeitig die Treibhaus-

gasemissionen reduzieren. Die folgenden

dreiHaupteinsatzzweckelassensichunter-

scheiden:

1. Ausgleich von Energieangebot und

-nachfrageübereinenlangenZeithori-

zont(z.B.saisonal)beiVerfügbarkeitvon

grossenSpeichernfürWasserstoffoder

Syntheseprodukteundeinermöglichen

RückverstromungdieserProdukte,

2. Kurzfristige Ausgleichsflexibilität im

StromnetzdurchLastmanagement,er-

möglicht durch einen intelligent ge-

steuertenStromverbrauchvonElektro-

lyseuren,

3. Versorgung mit emissionsarmen syn-

thetischen Energieträgern auf Strom-

basis unter Nutzung von CO2 aus der

Atmosphäre,stationärenQuellen,Bio-

gasanlagenundindustriellenProzessen

alsErsatzfürfossileKraft-undBrenn-

stoffen sowie als Rohstoff für indust-

rielleProzesse.

Die Flexibilität des Stromnetzes kann

durchElektrolyseuregewährleistetwerden,

wennsiesystemdienlichbetriebenwerden;

insbesonderewennreichlicherneuerbarer

StromverfügbaristunddieProduktiondie

Nachfrageübersteigt(«Überschussstrom»).

DerdurchElektrolyseureerzeugteWasser-

stoff oder die in nachfolgenden Schritten

produzierten Energieträger können über

verschiedene Zeitskalen gespeichert wer-

den,wasfürdensaisonalenAusgleichvon

Energieangebotund-nachfragevonBedeu-

tungist.Dieskanndazubeitragen,denBe-

darfinZeitenbegrenzterStromversorgung

zudecken(z.B.imWinter,wenndiePV-Er-

zeugung gering ist). CO2-arme Kraftstoffe

ausP2XkönnenfossileBrennstoffeinver-

schiedenenNachfragesektorenersetzenund

sodieTreibhausgasemissionenreduzieren.

Wasserstoff, Methan und flüssige synthe-

tischeKraftstoffekönnenfürverschiedene

Zweckeeingesetztwerden:alsKraftstoffe

inMotoren,BrennstoffzellenundTurbinen,

zurWärme-undStromerzeugungsowieals

Treibstoffe,aberauchalsAusgangsstoffein

4 Flexibilität als wichtiger Beitrag zum Klimaschutz

P2X kann zeitliche und geografische Flexibilität im Energiesystem bieten und gleichzeitig das Portfolio an sauberen Kraftstoffen erweitern.

Abbildung 4.1: Kombination verschiedener Wasser-stoff-Produktions- und Nutzungspfade, die der P2X-Technologie zugerechnet werden können; diese sind Teil einer kostenoptimierten Konfiguration des Schweizer Energiesystems für das Jahr 2050 bei einer ambitionierten Klimapolitik [13]. Dargestellt ist der Stromeinsatz zur Elektrolyse sowie die in P2X-Anlagen erzeugten 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.

Strom-einsatz:

4.8 TWh

Verluste Elektrolyse: 1.2 TWh

H2 - Produktion: 3.6 TWh

H2 ins Gasnetz : 0.3 TWh

H2 saisonal transferiert: 0.5 TWh

H2 direkte Nutzung:3.1 TWh

H2-Nutzung für stationäre Anwendungen:1.4 TWh

H2-Nutzung für Mobilität:2.0 TWh

H2-Nutzung für Methanisierung: 0.2 TWh

H2-Speicherverluste


chemischen und industriellen Prozessen.

EinigedieserP2X-Produkte,wiebeispiels-

weise synthetisches Methan, können di-

rekteSubstitutefürdieheuteverwendeten

fossilen Energieträger sein, da sie auf der

Verbraucherseite keine Änderungen der

Technologien erfordern. Methanol sowie

andere flüssige synthetische Kraftstoffe

könnenzuBenzin,DieselundKerosinauf-

bereitetwerden.DiedirekteNutzungvon

Wasserstoff würde jedoch nicht nur eine

neueVerteilungsinfrastrukturoderdenAus-

baudesbestehendenGasnetzeserfordern,

sondernauchneueEndverbrauchstechno-

logien,wiebeispielsweiseBrennstoffzellen,

die im Vergleich zu vielen gegenwärtigen

Technologien einen effizienteren Energie-

einsatzermöglichen.

4.2 P2X als wichtiges Element zukünftiger Energieszenarien

Inwieweit P2X-Produkte und die entspre-

chenden Technologien diese vielfältigen

VorteilefürdasEnergiesystemaufkosten-

effiziente und klimaschonende Weise er-

bringenkönnen,hängtvonverschiedenen

Schlüsselfaktorenab,darunterdieGesamt-

effizienz des Systems sowie die Umwelt-

auswirkungen und Kosten im Vergleich

zu alternativen Energietechnologien und

anderenOptionenzurBekämpfungdesKli-

mawandels. Je nach Marktbedingungen

können P2X-Technologien langfristig zu

einer wirtschaftlichen Energieversorgung

inderSchweizbeitragen.

Abbildung4.1veranschaulichtdieStärken

vonP2X-Technologienundzeigteinemög-

licheKonfigurationvonP2XimSchweizer

Energiesystem unter szenariospezifischen

Annahmen über zukünftige Entwicklun-

gen.DieVersorgungderNachfragesektoren

(insbesondere des Mobilitätssektors) mit

kohlenstoffarmenKraftstoffenaufStrom-

basisergänztmehrereandereMassnahmen

undTechnologien,umehrgeizigeKlimaziele

zu erreichen. Modellbasierte Berechnun-

gen zeigen einen Stromverbrauch durch

P2X-Technologien im Jahr 2050, der etwa

einemDritteldesindiesemJahrausWind

und PV erzeugten Stroms entspricht [13].

MitetwaderHälftedesgesamtenJahresver-

brauchsalleinindendreiSommermonaten

nutzen P2X-Technologien überschüssigen

StromundwandelnihninsaubereBrenn-

stoffeum,dieteilweisesaisonalinentspre-

chenden Lagern gespeichert werden, um

dasStromnetzimWinterzuentlasten.

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.


5.1 Heutige Kosten verschiedener P2X Produkte

AufderGrundlagevonLiteraturdaten,wie

sieindieserStudieverwendetwurden(De-

tailssindimErgänzungsberichtersichtlich),

zeigendiederzeitigenKostenfürdieHer-

stellungvonWasserstoffundsynthetischen

Kraftstoffen erhebliche Unterschiede für

die verschiedenen P2X-Konversionspfade

(Abbildung5.1):

• 100–180 CHF/MWhth für Wasserstoff

(HHV)(Power-to-Hydrogen:P2H),

• 170–250 CHF/MWhth für synthetisches

Methan(Power-to-Methane:P2M),

• 210–390 CHF/MWhth für synthetische

flüssigeEnergieträger(Power-to-Liquids:

P2L),

• 370–500 CHF/MWhel für die Strompro-

duktion(Power-to-X-to-Power:P2P).

Die Streuung der Kosten hängt mit einer

ReihevonFaktorenzusammen,darunterdie

SystemauslegungsowiedieAnlagengrösse

undderInfrastrukturbedarf.Schwankungen

ergeben sich auch aufgrund unterschied-

licher Niveaus der technologischen Ein-

satzbereitschaft.DieindiesemWeissbuch

angegebenen Kosten unterscheiden sich

aufgrund der Annahmen, die in den ver-

schiedenen zugrundeliegenden Studien

getroffen wurden. Hauptfaktoren für die

Schwankungsbereiche sind folgende Kos-

tenfaktoren:

• Strombezugskosten(fürdieElektrolyse),

• NutzungsprofilfürdieElektrolyse,

• ArtderElektrolysetechnologie,

• Systemwirkungsgrade.

DieBandbreitenderProduktionskosten

veranschaulichendieKostenauswirkungen

einerReihespezifischerSystemparameter

und Marktbedingungen der P2X-Tech-

nologie und untermauern das vielfältige

TechnologiedesignunddieMarktkonfigu-

rationen. Als Folge standortspezifischer

Merkmale(z.B.kohlenstoffarmeStromver-

sorgung, CO2-Quelle, Wasserstoffbedarf,

Gasnetzkapazität) beeinflussen der Infra-

strukturbedarf und Skaleneffekte die In-

vestitionskostenvonP2X.DieLiteraturzeigt

Skaleneffekte bei der Skalierung von kW

aufMW-GrössenvoneinerHalbierungder

5 Kosten von Power-to-X

Abbildung 5.1: Verteilung der Kosten für die verschiedenen P2X-Pfade auf der Grundlage aktueller Kosten- und Leistungsdaten (repräsentativ für das Jahr 2015, basierend auf der in dieser Studie verwendeten Literaturquellen, wie im Ergän-zungsbericht aufgeführt). Die Boxplots beinhalten den Median (mittleres Quartil innerhalb der Box), 25. und 75. Perzentile. Die Whisker-Plots reichen bis zu den 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 «CHF pro Liter Benzin-Äquivalent» ein energiebezogenes Mass mit eingeschränk-ter Vergleichbarkeit zu den Kraftstoffpreisen im Einzelhandel dar, da diese eine erhebliche Steuerkomponente beinhalten.

P2X ist heute teuer, aber Forschung und Innovation dürften in Zukunft die Kosten senken.

3.9

7.9

11.8

15.8

19.7

23.6

17.8

31.5

1.5

3.0

4.6

6.1

7.6

9.1

17.8

12.2

CHF/kgH2 CHF/kgCH4

0 0 0

0.9

1.7

2.6

3.4

4.3

5.1

17.8

6.8

CHF pro Liter Benzin-Äq.

P2H P2M P2P P2L

CHF/MWhth

CHF/MWhth

CHF/MWhel

CHF/MWhth


spezifischenInvestitionskosten[14],wiesie

fürindustrielleGrossanwendungeninder

Chemie-undEnergiebranchetypischsind.

5.2 Power-to-Hydrogen: Wasserstoffproduktion

Da der Elektrolyseur die Kernkompo-

nente von P2X-Systemen ist, hängen die

WasserstoffproduktionskostenimWesent-

lichen von den Ausgaben für Elektrizität

ab. Für heutige P2H-Technologien wei-

sen die untersuchten Studien im Durch-

schnittWasserstoffproduktionskostenvon

144 CHF/MWhth auf (linke Grafik in Ab-

bildung 5.1). Abhängig von den Kosten

der Stromversorgung kann der Anteil des

Stroms für die Elektrolyse 50% und mehr

der gesamten Wasserstofferzeugungskos-

tenbetragen.ImVergleichzualternativen

Produktionsverfahren zeigt sich, dass die

Wasserstofferzeugung mit P2H-Systemen

derzeitteureristalsdieProduktionmitdem

weit verbreiteten Verfahren der Erdgas-

dampfreformierung (rund 60 CHF/MWhth

WasserstoffbeieinemGaspreisniveauvon

40CHF/MWh).MehrerevergleichendeStu-

dienbelegendiesenUnterschiedindenPro-

duktionskostenmiteinemFaktorvonzwei

bisfünf[15], [16].DiestrombasierteWas-

serstofferzeugung könnte gegenüber der

Erdgasdampfreformierung wettbewerbs-

fähigwerden,wenndieKostenfürErdgas

Abbildung 5.2: Wasserstoffproduktionskosten für verschiedene Elektrolyseur-konfigurationen (Investitionskosten, Effizienz) in Abhängigkeit von der jährlichen Elektrolyseurauslastung (linkes Feld) und in Abhängigkeit von den Kosten für die Stromversorgung (rechtes Feld). Zum Vergleich enthält die rechte Abbildung die Wasserstoffproduktionskosten für die Dampfmethan-reformierung, die im Verhältnis zu den Kosten für die Erdgasversorgung dargestellt werden. Für alle Technologien zur Wasserstofferzeugung wird ein Zinssatz von 5% angenommen und maximal 90000 Gesamtbetriebsstunden.

Schlüssel für billigen Wasserstoff: preiswerte Elektrizität und einige tausend Stunden Jahresproduktion.

0

50

100

150

200

250

0 20 40 60 80 100 120

Was

sers

toff

Prod

uktio

nsko

sten

(C

HF/M

Wh)

Stromkosten (CHF/MWh)Erdgaskosten (CHF/MWh)

Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad,4500 VolllaststundenElektrolyse: 460 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad,4500 VolllaststundenElektrolyse: 920 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad,4500 VolllaststundenElektrolyse: 460 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad,4500 VolllaststundenErdgasreformierung: 250 CHF/kWe und 76%Wirkungsgrad, 4500 Volllaststunden

0

50

100

150

200

250

300

350

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1Was

sers

toff

Prod

uktio

nsko

sten

(CH

F/M

Wh)

Jährliche Betriebsdauer (8760h = 1)

Elektrolyse: 920 CHF/kWe und 81%Wirkungsgrad,Strompreis 100 CHF/MWhElektrolyse: 920 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad,Strompreis 100 CHF/MWhElektrolyse: 460 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad,Strompreis 20 CHF/MWhElektrolyse: 460 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad,Strompreis 20 CHF/MWhElektrolyse: 920 CHF/kWe und 81% Wirkungsgrad,Strompreis 20 CHF/MWhElektrolyse: 920 CHF/kWe und 62% Wirkungsgrad,Strompreis 20 CHF/MWh

bei 4500 Volllaststunden


erheblichsteigen,z.B.alsFolgesteigender

Weltmarktpreiseund/oderderEinpreisung

vonUmweltkosten (CO2-Steuern),undbei

niedrigen Stromkosten für die Elektrolyse

[17]. Im der rechten Grafik in Abbildung

5.2sinddieErzeugungskostenfürWasser-

stoffalsFunktionderEnergiebezugskosten

darstellt, woraus zu sehen ist, dass sehr

niedrigeWasserstoffproduktionskostenfür

dieElektrolysenurbeiniedrigenStromkos-

tenerreichtwerdenkönnen.WennStrom

gratis oder zu sehr niedrigen Preisen ver-

fügbarist,z.B.beisehrhoherStromproduk-

tionundgleichzeitigniedrigemVerbrauch,

werdendieWasserstoffproduktionskosten

hauptsächlichdurch die Investitions- und

Wartungskosten bestimmt. Laut Literatur

könntengegenüberheutebis2030niedri-

gereInvestitionskostenfüralkalischeElek-

trolyseurevon460CHF/kWel(grüneLinien

inAbbildung5.2)erreichtwerden,wasbei

hohem Wirkungsgrad und sehr geringen

Strombezugskosten (<20 CHF/MWh) zu

einem Produktionskostenniveau von we-

niger als 40 CHF/MWhth Wasserstoff füh-

ren würde. Unter weniger optimistischen

Annahmen für die Investitionskosten des

Elektrolyseurs(920CHF/kWfüreinenalkali-

schenElektrolyseurimJahr2030)liegendie

Wasserstoffproduktionskosten bei einem

Strompreisvon20CHF/MWhüber40CHF/

MWhthundwürdenbeihohenStrombezugs-

kosten(schwarzeLinien)aufeinNiveauvon

mehrals150CHF/MWhthsteigen.ImVer-

gleichzualkalischenElektrolyseurensind

dieheutigenspezifischenInvestitionskosten

von PEM-Elektrolyseuren etwa doppelt so

hoch; Forschung und Entwicklung sowie

SkaleneffekteinderProduktionkönntenje-

dochdieKostenindieNähederalkalischen

Technologiebringen.Unteroptimistischen

Annahmen zur Entwicklung der Investi-

tionskosten und vergleichsweise höheren

Wirkungsgraden könnten PEM-Elektro-

lyseure in Zukunft Wasserstoff zu etwas

niedrigerenKostenproduzierenkönnenals

alkalische Elektrolyseure. Darüber hinaus

versprechenPEM-Elektrolyseuregegenüber

alkalischenElektrolyseureneineverbesser-

tesBetriebsverhaltenbeiTeil-undÜberlast

sowieeinengeringerenPlatzbedarf.

MitsteigendenStromkostenwirddieEffi-

zienzdesElektrolyseursimmerwichtigerfür

dieWirtschaftlichkeitdesGesamtsystems.

DiepotenziellenEffizienzsteigerungensind

jedochbegrenztundkönnenhoheStrom-

preise möglicherweise nicht vollständig

kompensieren.DiejährlicheAuslastungdes

ElektrolyseurshateinengeringerenEinfluss

aufdieProduktionskosten,solangeermit

einer relativ hohen Auslastung betrieben

wird.IndenimlinkenTeilvonAbbildung

5.2dargestelltenFällensindoberhalbvon

4500 Volllaststunden pro Jahr (Jahresaus-

lastungsfaktorca.0.5 inderGrafik)kaum

signifikante Kostenveränderungen durch

die Steigerung der Jahresauslastung der

Anlagezubeobachten.Diesbedeutet,dass

es nicht unbedingt negative Auswirkun-

genaufdieWasserstoffproduktionskosten

gibt, wenn P2X-Anlagen nicht während

der Saison betrieben werden, wenn der

Strombedarf hoch und die Verfügbarkeit

erneuerbarer Ressourcen vergleichsweise

niedrigist,wiediesimWinterderFallist.

Sehr niedrige Auslastungsraten haben je-

doch einen erheblichen Einfluss auf die

AmortisationderInvestitionenunddamit

auf die Kosten der Wasserstofferzeugung.

FürElektrolyseure,die900Volllaststunden

proJahrbetriebenwerden,wasinetwaden

jährlichenVolllaststundenvonPV-Anlagen

inMitteleuropaentspricht,liegenalleindie

kapitalbedingten Wasserstofferzeugungs-

kostenimBereichvon50–100CHF/MWhth

(beiInvestitionskostenvon460–920CHF/

kWel und einem Zinssatz von 5% und 20

JahrenLebensdauer).Darauslässtsichfür

einekostengünstigeProduktionvonWas-

serstoff ableiten, dass es entweder einer

signifikanten Reduktion der Investitions-

kostendesElektrolyseursbedarf,sollteder

Strombezug zu niedrigen Kosten nur an

wenigenStundenimJahrmöglichsein,oder

dass P2X-Anlagenbetreiber kostengünsti-

gen Strom über einen längeren Zeitraum

sicherstellenkönnen–alsoauchStrombe-

zugsquellenerschliessen,dieüberdieaus-

schliesslicheNutzungvonÜberschussstrom

ausSolar-PVhinausgeht.

5.3 Power-to-Methane: Erzeugung von synthetischem Erdgas

Die synthetische Methanproduktion

erfordert zusätzliche Prozessschritte nach

derElektrolyseundverursachtzusätzliche

Kosten:InvestitionskostenfürdenMetha-

nisierungsreaktor,Kostenfüreinenzusätz-

lichenWirkungsgradverlustundKostenfür

die CO2-Bereitstellung. Diese Mehrkosten

sinddenP2H-Kostenhinzuzurechnenund

erhöhen die aktuellen durchschnittlichen

Produktionskostenumrund70CHF/MWhth

auf170–250CHF/MWhthfürdenP2M-Pfad.

WährenddiezukünftigerwartetenLernra-

tenfürMethanisierungsreaktorenniedriger

zuseinscheinenalsfürElektrolyseure,kann

davonausgegangenwerden,dassAnlagen-

grösse und Up-Scaling die Kosten senken

können.JenachAnlagengrösseliegendie

spezifischen Investitionskosten für aktu-

elleMethanisierungsreaktorenimBereich

von 1150–460 CHF/kWth für Grössen von

1–10MWth(katalytischeMethanisierung).

Allein diese Investitionskosten führen zu

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.


Methanproduktionskosten zusätzlich zu

denWasserstoffkostenvonca.20–40CHF/

MWhth.AusderLiteraturgehthervor,dass

sich die künftigen Investitionskosten bis

2030 aufgrund von Technologieverbesse-

rungenundSkaleneffektenhalbierenkönn-

ten. Eine weitere Kostenkomponente für

die synthetische Methanproduktion sind

die Kosten für die Bereitstellung von CO2.

DiespezifischeEnergieunddieKostenpro

abgetrennterEinheitCO2sinkentypischer-

weisemitzunehmenderCO2-Konzentration

derGasquelle.TendenziellniedrigeKosten

fürdiesynthetischeMethanerzeugungkön-

nen erreicht werden, wenn energetische

SynergienvonBiogasaufbereitungsanlagen

undP2M-Anlagengenutztwerdenkönnen,

z. B. wenn Wärme als Nebenprodukt im

P2M-Systemeffizientgenutztwerdenkann.

Die höchsten in der Literatur genannten

KostenbeziehensichaufdiedirekteCO2-Ab-

scheidungausderLuft(250CHFproTonne

CO2[18]),waszuMehrkostenvon50CHF/

MWhthführt.Dasichdiesogenannte«Direct

Air Capture» Technologie jedoch in einem

frühenkommerziellenEntwicklungsstadium

befindet,bestehenerheblicheUnsicherhei-

tenhinsichtlichderKosten;Abscheidekosten

von derzeitig 600 CHF pro Tonne CO2 [19]

bedeuten deutlich höhere Mehrkosten für

dieMethanproduktionvonbiszu120CHF/

MWhth.LangfristigeKostenzielgrössefürdie

Schweizer«DirectAirCapture»Technologie

liegtbei100CHFjeTonneCO2[19].ImVer-

gleichzu«DirectAirCapture»Technologien

sinddieKostenfürdieAbtrennungausan-

derenCO2-Quellen,wiefossilenKraftwerken

und Zementwerken, deutlich niedriger, da

die CO2-Konzentration dieser Rauchgas-

strömehöheristalsdieCO2-Konzentration

inderAtmosphäre,wodurchdieCO2-Abtren-

nungwenigeraufwändigist[20].

5.4 Power-to-X-to-Power: Rückverstromung von P2X-Produkten

WennWasserstoffoderMethan,dasinP2H-

und P2M-Systemen erzeugt wird, wieder

in Strom umgewandelt wird (P2P), stei-

gen die Kosten der Energieumwandlung

erheblich.DieKostendesP2P-Pfadeshän-

gen von den Umwandlungsverfahren zur

Herstellung des synthetischen Gases (z.B.

P2H oder P2M), der Art der Rückverstro-

mung(z.B.BrennstoffzelleoderGasturbine)

und gegebenenfalls der Wasserstoff- oder

SNG-Speicherung ab. Dies gilt sowohl für

P2P-Pfademitmittelfristiger(aufStunden-

niveau)alsauchmitsaisonalerSpeicherung.

DerzeitkannineinemGasturbinen-Kombi-

kraftwerk mit synthetischem Methan zu

Gesamterzeugungskosten von rund 300

CHF/MWhel Strom erzeugt werden; die

Erzeugungskosten steigen auf 470 CHF/

MWhelfüreinSystemvon1MWelmitP2H,

WasserstoffspeicherundeinerBrennstoff-

zellekommerziellerGrössenklasse.Indieser

BerechnungwerdenjedochkeineErlöseaus

derinhärentenCo-ProduktionvonWärme

berücksichtigt. Wird Wärme genutzt (z.B.

zur Beheizung von Gebäuden oder in in-

dustriellen Prozessen) und können Erlöse

(oderGutschriften)berücksichtigtwerden,

könnensichniedrigereP2P-Kostenergeben.

FürdieRückverstromungdurchtraditionelle

gasbasierteTechnologien(Gasturbineoder

Verbrennungsmotor) sind in Zukunft nur

noch begrenzte Kostenfortschritte zu er-

warten,wasindiesemFallbedeutet,dass

KostensenkungenfürdenP2P-Pfadeherauf

dieKostenentwicklungvonElektrolyseuren

undMethanisierungsanlagenberuhenwer-

den.FürBrennstoffzellensystemezeigendie

Zukunftsperspektivenhohetechnologische

Lernraten mit einer Reduzierung der spe-

zifischen Investitionskosten um den Fak-

tor2–6bis2030. InKombinationmitden

möglichen Technologieentwicklungen für

Elektrolyseure könnten die Gesamtkosten

derP2P-StromerzeugungaufBasisvonWas-

serstoff bis 2030 um zwei Drittel gesenkt

werden,wodurchStrombereitstellungskos-

ten von 150 CHF/MWhel erreicht werden

könnten.

5.5 Power-to-Liquids: Herstellung von flüssigen Kohlenwasserstoffen

Die laufenden Kosten für die Herstellung

von synthetischem Flüssigkraftstoff in

P2L-Anlagen weisen mit 210–390 CHF/

MWhthdiehöchsteBandbreiteauf.Ähnlich

wiebeimMethanisierungsprozesshängen

dieKostenfürdieHerstellungsynthetischer

FlüssigkraftstoffeimWesentlichenvonder

Anlagengrösseab.Ethanolanlagenkönnen

biszueinerGrössenordnungvonmehreren

hundertMegawattgebautwerden,wiesie

inAsienunddenUSAüblichsind.Diesführt

zuerheblichenKosteneinsparungengegen-

überKleinanlagen.Esbedarfaberaucheiner

entsprechendenInfrastruktur,umRohstoffe

zuliefernundProduktezuverarbeiten.Die

spezifischen Investitionskosten eines Me-

thanolsynthesereaktorsliegenbei120–310

CHF/kWth;Fischer-Tropsch-Reaktorenkos-

tenrund80–300CHF/kWth.DieseReaktor-

technologien sind bereits heute auf den

Weltmärktengutetabliert,wassignifikante

Kosteneinsparungen in der Zukunft un-

wahrscheinlichmacht.ZukünftigeKosten-

senkungen bei P2L-Technologien werden

dahervorallemaufdieSenkungderElek-

trolysekosten und Skaleneffekte bei der

ErhöhungvonAnlagengrössenundProduk-

tionsvoluminazurückzuführensein.

Rückverstromung von Wasserstoff führt zu sehr hohen Stromkosten.


6.1 Die Ökobilanzperspektive

MitStromalsHauptinputhängendieAus-

wirkungenvonP2X-ProzessenaufdenKli-

mawandel–d.h.ihreTreibhausgasemissio-

nen–hauptsächlichvonderCO2-Intensität

desfürdieElektrolyseverwendetenStroms

ab [21]: Ökobilanzergebnisse zeigen, dass

dieNutzungvonElektrizitätausWindkraft

oder Sonnenenergie zu wesentlich gerin-

gerenTreibhausgasemissionenimLebens-

zyklusführtalsdieherkömmlicheWasser-

stofferzeugungdurchDampfreformierung

vonErdgas.Betrachtetmandenaktuellen

durchschnittlichenStrommixderSchweiz

(inkl.Importe)wäredieElektrolysegegen-

überderDampfreformierunginBezugauf

die Treibhausgasemissionen je erzeugter

EinheitWasserstoffvorteilhaft.ImVergleich

zurDampfreformierungvonErdgasliegtder

Schwellenwert fürdieTreibhausgasinten-

sität des für die Elektrolyse verwendeten

Stromsbeirund210gCO2eq/kWh,wasetwa

50%niedrigeristalsdieTreibhausgasemis-

sioneneinesErdgas-Kombikraftwerksbzw.

desaktuellenStrommixesinEuropa.

Bei der Erzeugung synthetischer gasför-

migerKraftstoffeausWasserstoffundCO2

sind die Kohlenstoffintensität des für die

Elektrolyse verwendeten Stroms, die Koh-

lenstoffquelle als solche und die mit der

Wärme-undStromversorgungzurCO2-Ab-

scheidungverbundenenCO2-Emissionendie

entscheidendenFaktorenfürdiegesamten

Treibhausgasemissionen. Nur Strom mit

einer Kohlenstoffintensität, die so niedrig

ist wie die von Wasser- oder Windkraft,

ermöglicht eine erhebliche Reduzierung

der Treibhausgasemissionen im Vergleich

zur Verwendung von Erdgas (oder ande-

ren fossilen Brennstoffen) als Fahrzeug-

kraftstoff. Aufgrund der Energieverluste

entlang der verschiedenen P2X-Pfade ist

diedirekteNutzungvonStrominBatterie-

fahrzeugendieklimafreundlichereOption,

sobald die Stromversorgung mit höheren

Treibhausgasemissionenverbundenistals

StromausWasser-oderWindkraftanlagen

(Abbildung6.1).UnterdenP2X-Kraftstoffen

führtdiedirekteNutzungvonWasserstoff

zugeringerenKlimaauswirkungenalsdie

Verwendung von synthetischen Kohlen-

wasserstoffen. Bei synthetischen Kohlen-

wasserstoffenistdieHerkunftdesCO2ein

entscheidender Faktor: Während die Ver-

wendungsynthetischerKraftstoffemitCO2

aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe

oder der Nutzung mineralischer Quellen

immereinenzusätzlichenEintragvonCO2

in den natürlichen Kohlenstoffkreislauf

darstellt,ermöglichtdieAbscheidungvon

CO2 aus der Atmosphäre oder biogenen

QuellengrundsätzlichdieSyntheseklima-

neutraler Energieträger [22]. Möglichkei-

ten der Verbesserung der Umweltbilanz

vonP2XergebensichimAllgemeinenaus

einer verbesserten Prozessintegration mit

derNutzungvonAbwärme.

6 Nutzen für den Klimaschutz

Klimavorteile sind nur mit kohlenstoffarmem Strom zu erreichen.

Abbildung 6.1: Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen pro Kilometer für heutige Personenkraftwagen und Kraftstoffe in Abhängigkeit vom Treibhaus-gasemissionsgehalt («THG-Intensität») des Stroms, der für das Laden von Batterien bzw. zur Herstellung von Wasserstoff oder SNG verwendet wird [23]. Hier wird CO2 für die SNG-Produktion aus der Atmosphäre abgeschieden und stellt bei der Verbrennung von SNG keinen zusätzlichen Beitrag zum Kohlen-stoffkreislauf dar. ICEV: Fahrzeug mit Verbrennungsmotor. THG-Intensitäten 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 Strommix 100–150 g CO2eq/kWh, Erdgas-Kombikraftwerk 400–500 g CO2eq/kWh [24].

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 100 200 300 400 500

BatteriefahrzeugBrennstoffzellenautoICEV SNGICEV DieselICEV GasICEV Benzin

Trei

bhau

sgas

emiss

ione

n de

r Aut

os [

g CO

2eq/

km]

THG-Intensität des Stroms [g CO2eq/kWh]

2017


6.2 CO2-Quellen

FürdieHerstellungvonsynthetischemMe-

thanundflüssigensynthetischenKraftstof-

fen wird eine Kohlenstoffquelle benötigt,

die auf biogenen, mineralischen oder fos-

silen Rohstoffen basieren kann; auch die

Atmosphäre kann als CO2-Quelle dienen.

DieseCO2-Quellenmüsseninausreichender

Menge und zu wettbewerbsfähigen Kos-

ten verfügbar sein. Die CO2-Abtrennung

benötigt Energie und Infrastruktur, es sei

denn, Biogas wird direkt als Rohstoff für

die direkte CO2-Methanisierung genutzt.

Wenn letztendlich der aus CO2 und Was-

serstofferzeugtesynthetischegasförmige

oder flüssige Kraftstoff zur Energieum-

wandlung verwendet wird (z.B. in einem

AutomitVerbrennungsmotoroderineinem

Blockheizkraftwerk), entsteht wieder CO2

alsVerbrennungsprodukt.Alssolchessind

P2X-TechnologieninderLage,dieEmissio-

nenzeitlichzuverschieben,abersiestellen

keineEntfernungvonKohlenstoffausdem

Kohlenstoffkreislaufdar.

EinemöglicheQuellefürCO2istBiogas,das

aus biogenen Substraten (Klärschlamm,

Grünabfälle,landwirtschaftlicheReststoffe

und Gülle) durch anaerobe Vergärung ge-

wonnenwird.JenachSubstratundProzess

kannderCO2-GehaltdesBiogasesbiszu45%

erreichen.WirddasCO2ausdemBiogasab-

getrennt,bleibtMethanalsHauptprodukt,

das als Biomethan in das Gasnetz einge-

speistoderdirektvorOrtgenutztwerden

kann.DieheutebestehendeBiogasproduk-

tioninderSchweiz(rund150Biogasanlagen

[25]) entspricht einem CO2-Potenzial von

rund0.14Mio.tCO2proJahr.

WährenddasRohstoffpotenzialausAbwas-

serbereitsheuteweitgehendgenutztwird,

hatdieanaerobeVergärungvonNebenpro-

duktenauslandwirtschaftlichenKulturen,

GrüngutundvorallemGülledasPotenzial,

dieMengeanverfügbaremBiomethanund

biogenem CO2 stark zu erhöhen. Weitere

potenziellebiogeneCO2-Quellenbeziehen

sich auf die Umwandlung von Holzresten

durch indirekte Holzvergasung und Met-

hanisierung dieses Gases, mit anschlies-

sender CO2-Abtrennung. Die Verwendung

voneinemVierteldesungenutztenHolzes

ineinerentsprechendenVergasungsanlage

würdedieMengeanbiogenemCO2ausbe-

stehendenBiogasanlagenverdoppeln.

WeiteremöglicheCO2-Quellensindstatio-

näreGrossfeuerungsanlagenundIndustrie-

anlagenwieMüllverbrennungsanlagen(29

inderSchweiz)oderZementwerke(6inder

Schweiz); der Standort der Anlagen ist je-

dochentscheidend[26].DieNutzungdieser

Quellenbedeutet,CO2auseinemGasstrom

zutrennen,derStickstoffundunverbrann-

tenSauerstoffsowieSchwefeloxide,Stick-

oxideundvieleandereBestandteileenthält.

EinetypischeCO2-KonzentrationimRauch-

gasdieserPunktquellenliegtunter20%.Die

heutigen Müllverbrennungsanlagen sind

fürrund60%(4.2MtCO2)derCO2-reichen

Rauchgase in der Schweiz verantwortlich

und die 6 Zementwerke für 38% (2.7 Mt

CO2). Anlagen auf Biomassebasis stellen

einen geringen Anteil dar. Obwohl diese

Quellen aus technischer Sicht erhebliche

Mengen an CO2 liefern könnten, könnte

dieNähezugrossenProduktionsstättenfür

StromauserneuerbarenEnergienproblema-

tischsein.LiegtdieCO2-QuelleinderNähe

der P2X-Anlage und der Stromerzeugung,

können die notwendigen Infrastrukturen

fürCO2bzw.Stromtransportunddamitdie

Kostenreduziertwerden.

Die direkte CO2-Abscheidung aus der Luft

ermöglicht die Nutzung des in der Um-

gebungsluft enthaltenen CO2, das bereits

Teil des natürlichen Kohlenstoffkreislaufs

ist. Die niedrige CO2-Konzentration in der

Luftunter0.1Vol.-%machtdiedirekteLuft-

abscheidungjedochimVergleichzuvielen

anderenCO2-Abscheidemöglichkeitenener-

gieintensiverundteurer.MitPilotanlagen

anmehrerenStandortenwirddieseTechno-

logiebereitsheuteinderSchweizentwickelt

undgetestet.

Der Standort der P2X-Produktion ist wichtig: Direkter Zugang zu erneuerbarem Strom und ggf. ausreichende Mengen an CO2 sind erforderlich.


7.1 P2X als Dienstleister im Elektrizitätssystem

P2X-TechnologienkönnendieStromversor-

gungaufzweiArtenunterstützen:

1. um Angebot und Nachfrage auszuglei-

chenunddenÜberschussanStromaus

fluktuierendenerneuerbarenStromquel-

lenzubewältigen,

2. zurErbringungvonDienstleistungenzur

StabilisierungdesNetzbetriebs.

WelcheRolleP2X-AnlagenimElektrizitäts-

netz tatsächlich spielen, hängt vom An-

lagendesign ab. Wenn keine Rückverstro-

mungstechnologie installiert ist, können

ElektrolyseurealsflexibleStromverbraucher

betriebenwerden.FüreinensolchenBetrieb

isteineWasserstoffspeicherungerforderlich,

daderWasserstoffbedarfwenigerflexibelist.

AusgestattetmiteinemWasserstoffspeicher

undeinerRückverstromungseinheitkönnen

Systemdienstleistungenineinemerweiter-

ten Umfang angeboten werden, insbeson-

dere positive und negative Regelleistung.

AusserdemkannnocheinweitererAspekt

berücksichtigt werden: Bei einer Installa-

tionanrichtigausgewähltenStellenimNetz

hättenP2X-AnlagenauchdasPotenzial,die

NetzinfrastrukturvonLeitungs-undTrans-

formatorüberlastungenzuentlasten,indem

sie die erzeugte Leistung lokal aufnehmen

undschliesslichauchdieSpannungsteuern,

wenn sie die vorgegebenen Grenzen über-

schreitet.InderPraxiswirdeseherschwierig

sein,P2X-AnlagengenauandenStandorten

des Schweizer Stromnetzes zu installieren,

wo sie für diese Zwecke benötigt werden.

InwieweitP2XdieseSystemdienstleistungen

kosteneffizient erbringen kann, hängt von

denMarktbedingungenundEigenschaften

alternativerTechnologienab.ZudiesenAl-

ternativen gehören eine flexible Stromver-

sorgungüberIm-undExporte,flexibleKraft-

werke, alternative Speichermöglichkeiten

undNachfragesteuerung[27].

7.2 P2X als Stromspeicher

UmAngebotundNachfragenachStromin

kurzerZeit(Tag/Nacht)auszugleichen,kön-

nen Pumpspeicher, Li-Ionen-Batterien und

potenziell auch Druckluft-Energiespeicher

diesen Service kostengünstiger anbieten

alsP2X-SystememitRückverstromung.Bei

365SpeicherzyklenproJahrsinddieKosten

derStromspeicherungeinesPumpspeicher-

kraftwerks etwa 50–70% niedriger als die

KostenvonP2P-Systemen(bei370–500CHF/

MWhel, wie in Abbildung 5.1 dargestellt),

während die entsprechenden Kosten von

Batteriesystemenheuteetwa20–30%nied-

rigersind.UnterBerücksichtigungdessich

schnell entwickelnden Batteriemarktes ist

zuerwarten,dassderKostenunterschiedvon

BatteriesystemenzuPumpspeicherkraftwer-

ken in Zukunft (viel) kleiner wird und die

WettbewerbsfähigkeitvonBatterienweiter

zunimmt.BeimVergleichvonSpeichersys-

temensinddieAnzahlderZyklen,dieSpei-

chereffizienz, das Verhältnis von Leistung

zu Energie und die Zusammensetzung der

KostenwichtigeParameter.ImVergleichzu

Li-Ionen-BatterienweisenP2X-Systemehö-

hereSpeicherverlustesowiehöhereKosten

fürdieInfrastrukturauf,waszueinemver-

gleichsweise hohen Kapitalanteil bei den

Gesamtkosten sowie höheren Betriebskos-

tenbeitäglicherNutzungfürdenAusgleich

führt.WerdenP2X-Systemedagegenfürdie

saisonaleSpeicherungmiteinemZykluspro

Jahreingesetzt,könnensieEnergiezunied-

rigeren Kosten umwandeln und speichern

als Pumpspeicher und Li-Ionen-Akkus im

saisonalenBetrieb.Diesergibtsichausden

niedrigen Kosten für den Speicherteil von

P2X-Systemen(z.B.inWasserstoffbehältern

oderunterderErde)imVergleichzueinem

StaudammoderdenBatterien.

TechnischgesehenkönnenP2X-Technologien

mitRückverstromungsaisonaleFlexibilität

bieten,umAngebotundNachfragevonStrom

auszugleichen.Dieswürdejedocherhebliche

InvestitionenundspezielleMarktmechanis-

men erfordern. P2X-Technologien, die mit

grossenSpeichernfürMethanoderWasser-

stoffverbundensindundmitderMöglichkeit

dieseEnergieträgerwiederinStromumzu-

wandeln,bieteneineeinzigartigeOptionfür

dasStromnetz,diegrossenSchwankungen

dersaisonalenProduktions-undVerbrauchs-

musterauszugleichen.Derzeitgibtesinder

SchweizkeineSpeichermöglichkeit,dieinder

Lageist,imSommergrosseMengenanStrom

(z.B.ausPV-Anlagen)aufzunehmenunddie

Energie im Winter, wenn die Nachfrage in

derRegelhochunddieStromerzeugungaus

der PV gering ist, als Strom zur Verfügung

zustellen.

Alternativ zur saisonalen Speicherung von

StrommitP2PkönnenauchandereFlexibi-

litätsmassnahmeneingesetztwerden.Eine

Möglichkeit besteht darin, die Flexibilität

desinternationalenStromhandelszunutzen,

indem Strom im Sommer exportiert und

imWinterimportiertwird.Dieswirdinder

SchweizbereitsheutealsFolgedersaisonalen

VerfügbarkeitderWasserkraftpraktiziert.Die

VerfolgungeinessolchenAnsatzesinZukunft

kannbeiähnlichenProduktionsmusternin

ganzEuropadazuführen,dassdieSchweiz

Strom zu Zeiten niedriger Marktpreise ex-

portiert, während in Zeiten hoher Strom-

preiseImporteerforderlichsind.Vergleicht

manjedochdieKostenderStromspeicherung

des gesamten P2P-Pfades (370–500 CHF/

MWhel) mit den laufenden Ausgaben für

7 Power-to-X und der Schweizer Strommarkt

P2X – eine wettbewerbs- fähige Option zur saisonalen Stromspeicherung.


denStromhandel(entsprechenddenspezi-

fischen Durchschnittskosten von 40 CHF/

MWhelimJahr2016),stelltderHandeleine

kostengünstigereOptionzurGewährleistung

dersaisonalenFlexibilitätdar.DieseAussage

wird durch die Preisentwicklung am Spot-

marktgestützt,wobeispielsweisemehrals

95%desHandelsvolumens inDeutschland

imJahr2016zuPreisenunter50€/MWhel

gehandeltwurden[28].Dieentsprechenden

Unterschiedebeidendurchschnittlichenmo-

natlichenSpotmarktpreisenlagennichtüber

16€/MWhel.DerVergleichderStrompreise

mit den Speicherkosten von P2P Systemen

zeigt, dass die Strompreisdifferenzen zwi-

schendenMonatenoderJahreszeitendeut-

lichhöherseinmüssten,alsinderjüngsten

Vergangenheitbeobachtet,bisP2PTechnolo-

gienzueinerkosteneffizientenmonatlichen

odersaisonalenFlexibilitätsoptionwird.

Modellbasierte Langzeitanalysen für das

Jahr2030zeigensteigendeStrompreiseauf

den europäischen Grosshandelsmärkten,

wenn die Erdgaspreise und die Preise für

CO2-Emissionszertifikate steigen [29]. Das

Marktpreisniveauwürdejedochnochunter

denoptimistischenAnnahmenfürdieStrom-

erzeugungskostenfürdenP2P-Pfadliegen.Es

istzuerwarten,dasssteigendeStrompreis-

spannenfürdieMarktteilnehmerauchden

EinsatzweitererOptionenzurAngebots-und

NachfrageflexibilitätwieflexibleKraftwerke,

digitalisierte nachfrageseitige Reaktionen

undEnergiesparmassnahmenauslösenwür-

den.EinBeispielfürdieAngebotsseitewä-

renKraftwerkemitKraft-Wärme-Kopplung,

die in der Zwischensaison und im Winter

betriebenwerden,wennderWärmebedarf

hochunddieStromproduktionausSolar-PV

gering ist.AufderNachfrageseitekönnten

beispielsweisehöherePreiseinderWinter-

saisonInvestitionsverschiebungenvonWär-

mepumpenmitgeringeremWirkungsgradzu

solchenmithoherEnergieeffizienzbefördern,

waseinengeringerenFlexibilitätsbedarfzur

Folgehat.LängereZeitenniedrigerPreiseim

Sommer würden Anreize für eine breitere

Einführung stromabhängiger Anwendun-

genwährenddieserZeitbieten,dieauchdie

Wasserstofferzeugungeinschliessenwürden.

ModellbasierteSzenarioanalysenzeigen,dass

mehrereFlexibilitätsoptionenzurVerfügung

stehen, um langfristige den Ausgleich von

Angebots-undNachfrageschwankungenim

zukünftigen Schweizer Energiesystem zu

erleichtern,vondenenP2X-Systememitsai-

sonalerSpeicherungundRückverstromung

eineLösungmitvergleichsweisehohenKos-

tendarstellen[13].

7.3 P2X zur Stabilisierung des Stromnetzes

AustechnischerSichtkönnenP2X-Systeme

zurStabilisierungdesNetzesbeitragenund

dieseDiensteaufdenRegelleistungsmärkten,

eventuellimRahmeneinesvirtuellenKraft-

werks,anbieten.DasbestehendeStromnetz

wurdeaufKraftwerkenaufgebaut,indenen

derStromzentralmitgrossenkonventionel-

lenSynchrongeneratorenerzeugtwird.Ihre

Regelkreise und Trägheit, die sich aus den

rotierendenMassenergeben,stabilisierendie

Frequenz des elektrischen Energiesystems.

MitdemverstärktenEinsatzneuererneuer-

barerEnergien,d.h.WindundSolar-PV,und

demAusstiegausderKernenergiewirddie

konventionelleStromerzeugungallmählich

durch eine zunehmende Anzahl eher klei-

nerer Kraftwerke ersetzt, die erneuerbare

Energiequellennutzen.DieseKraftwerkesind

dezentralisiertundwerdenaufniedrigerem

SpannungsniveauüberelektrischeLeistungs-

geräte ohne mechanische Trägheit an das

Netzangeschlossen,wassichaufdiekurzfris-

tigeStabilitätdesEnergiesystemsauswirkt.

NeueStromerzeugungstechnologienmitro-

tierendenMassen,wiez.B.Gasturbinentech-

nologien,diemitWasserstoffoderMethan

aus P2X-Technologien betrieben werden,

hätten systemstabilisierende Wirkung bei

geringerenKlimaauswirkungengegenüber

vergleichbaren Erdgastechnologien. Neben

derEigenstabilitätdurchrotierendeMassen

existierteindreistufigerMechanismus,der

als primäre, sekundäre und tertiäre Regel-

reserve bezeichnet wird, um einen stabi-

len Betrieb des Elektrizitätssystems zu ge-

währleisten.AustechnischerSichtkönnen

P2X-SystemeanallendreiMärktenteilneh-

men.ÜberdenNachweiseineshinreichend

flexiblenBetriebshinauserfordertdiedirekte

TeilnahmeandenMärktenfürRegelreserven

dieMöglichkeit,jenachArtderRegelreserve

einMindestangebotvon1MWbzw.5MW

abzugeben.DadieheutigenElektrolyseurein

derRegelkleinersind,würdedieserfordern,

dass P2X-Technologien Teil eines Anlagen-

verbundes sind. Im Anlagenverbund kann

nichtnurdieMindestgebotsgrössevon5MW

überwundenwerden,sonderneskannauch

die Regelreserve asymmetrisch angeboten

werden, d.h. nur in eine Richtung. Dabei

bietenAnbieterlediglicheineSollwertände-

rungentwedernurdesVerbrauchs(–)oder

derErzeugung(+)umdieeingesetzteMenge

anreservierterLeistungan.Darüberhinaus

kann der Dienstleister in einem Verbund

nurfürwenigeTageoderStundenstattfür

eine ganze Woche bieten, wodurch seine

Flexibilität im Verbund höher ist. Die Teil-

nahmeamMarktalsVerbundführtzuetwas

geringerenErlösenvondurchschnittlich60%

desMarktpreisesimVergleichzurdirekten

TeilnahmeamMarkt.BasierendaufdenDa-

tenvonSwissgridfür2017wirdinTabelle

P2X-Einheiten können gebündelt werden, um Dienstleistungen im Stromnetz bereitzustellen.


7.1 ein Überblick über alle drei Stufen der

FrequenzregelungfürdieSchweizgegeben.

DieGesamtkapazitätfürdieErbringungvon

Systemdienstleistungen war im Vergleich

zur installierten Erzeugungskapazität des

gesamtenStromnetzesgering:eineprimäre

Regelreserve von etwa ±70 MW und eine

sekundäreundtertiäreReserveinHöhevon

±400MW.DieMärktefürRegelreservensind

wettbewerbsintensivwobeigrosseWasser-

kraftwerkedieseMärkteinderSchweizdo-

minieren.Seit2015sinddieMärkteauchfür

Kleinwasserkraftwerke, Biomasse-, Wind-

undSolar-PV-Kraftwerkeoffen,waszueinem

AnstiegderTeilnehmerzahlführt.

UnterdenneuaufdenMarktkommenden

Speichersystemen scheinen Batterien auf-

grundihrertypischenTechnologiemerkmale

alsAusgleichssystemefürprimäreundse-

kundäreRegelreservenambestengeeignet

zusein,währendP2X-Technologieneherals

Ausgleichsmöglichkeit auf dem Markt für

sekundäreRegelreservenangesehenwerden.

Batteriespeichersystemefindenverstärktim

PrimärregelmarktVerwendung(z.B.EKZ-In-

stallationeninDietikonundVolketswilmit

Leistungenvonbiszu1MWbzw.18MW),

zunehmend auch im Verbundsystem (oft

als«virtuelleKraftwerke»bezeichnet)durch

neueServiceanbieteraufdemMarkt.Diese

neuenMarktteilnehmerstellenzunehmend

primäreundsekundäreRegelreservendurch

einkoordiniertesundaggregiertesManage-

mentvonflexiblenLasten(z.B.Wärmepum-

pen)undkleinerenBatterie-Energiespeicher-

systemenfürHaushaltezurVerfügung.

Auch wenn P2X-Systeme in der Lage sind,

Systemdienstleistungenanzubieten,reichen

diederzeitigenwirtschaftlichenBedingun-

gen auf diesen Märkten allein nicht aus,

umgenügendAnreizefürInvestitionenund

denBetriebderP2X-Technologiezuschaffen.

In den letzten Jahren war zu beobachten,

dasssichdiePreiseaufdemMarktfürRegel-

dienstleistungen rückläufig entwickelten.

Im Gegensatz zum Spotmarkt für Strom,

der einer Markträumungsregel mit einem

einheitlichen Marktpreis für den Handels-

zeitraumfolgt,giltfürdieVergütungaufdem

Regelenergiemarkt das «Pay-as-Bid»-Prin-

zip,beidemjedeserfolgreicheAngebotmit

demamMarktangebotenenPreisvergütet

wird. Im Jahr 2017 wurden Systemdienst-

leistungenmitdurchschnittlich2470CHF/

MWproWocheaufdemPrimärreservemarkt

und5540CHF/MWproWocheaufdemSe-

kundärregelmarktvergütet.Diesentspricht

einemUmsatzpotenzialinHöhevon10Mio.

CHF/Jahr für die Primärregelung und 120

Mio.CHF/JahrfürdieSekundärregelung.Der

durchschnittliche Wochenumsatz steht im

Vergleich zu den wöchentlichen Gesamt-

kosten eines Elektrolyseurs von ca. 10000

CHF/MWel (bei Investitionskosten von 920

CHF/kWel, einem 3%-igen Anteil fixer Be-

triebs-undWartungskostenundeinemZins-

satzvon5%sowieStrombezugskostenvon

40CHFjeMWhel,4500Benutzungsstunden

pro Jahr und einem Elektrolysewirkungs-

gradvon62%),vondenendieInvestitions-

ausgabenca.1420CHF/MWelbetragen.Bei

einer P2X-Anlage mit einer Brennstoffzel-

len-Rückverstromungseinheit übersteigen

die investitionsbezogenen Ausgaben sogar

20000CHF/MWelproWoche.DieserVergleich

zeigt,dassderEinsatzderP2X-Technologie

auf den Märkten für Systemdienstleistun-

gen zusätzliche Einnahmen bringen kann,

dieseMärkteallerdingsnichtdiegesamten

KostenvonP2XAnlagendeckenkönnen.Ob

P2X-TechnologienaufdiesenMärkteninZu-

kunftwettbewerbsfähigseinkönnen,hängt

auch von anderen Marktteilnehmern ab.

ZielvonSwissgridistes,denMarktfürSys-

temdienstleistungenzuverbessernunddie

Teilnahmevon«virtuellenKraftwerken»an

diesenMärktenweiterzufördern.Dadurch

dürften zusätzliche Flexibilitätspotenziale

auf der Angebots- und Nachfrageseite er-

schlossenwerden,diezueinerweiterenStei-

gerungdesWettbewerbsführenwürden.

Der zukünftige Bedarf an Regelleistung ist

unbekannt. Modellbasierte Berechnungen

deutenjedochaufeinenzukünftigsteigen-

denBedarfhin.Laut[13]werdenimJahr2050

beieinemhohenAnteilvonPV-undWind-

energie im Schweizer Stromsektor bis zu

50%mehrsekundärepositiveKontrollreserve

im Vergleich zu heute benötigt, während

sichdasMaximumderbenötigtenpositiven

Reservekapazität von Winter auf Sommer

verschiebt.EingrosserTeilderzusätzlichen

ReservekapazitätkönntedurchWasserkraft-

werkebereitgestelltwerden,diedurchandere

flexible Erzeugungs- und Batteriesysteme

ergänztwerden.

Tabelle 7.1: Reserven für Regel-leistung und deren Vergütung in der Schweiz in 2017 [30] (Swissgrid, «Ausschreibungen Regelleistung 2017»). Anbietern von sekundärer und tertiärer Regelleistung wird auch für die bereitgestellte Energie entsprechend den um 20% erhöhten Energiemarktpreis bezahlt.

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Primärregelung 2466 ±68 1 25 10

Sekundärregelung 5535 ±400 5 50 120

Tertiärregelung (–) 680 –300 5 100 10

Tertiärregelung (+) 450 +450 5 100 10

Die Erbringung von Systemdienstleistungen kann für die Anlagenbetreiber zusätzliche Erlöse generieren, aber der Wettbewerb auf dem Schweizer Markt wird sich in Zukunft verschärfen.


Die Integration von P2X-Technologien in

den Gasmarkt hat zwei wesentliche Vor-

teile:

1. Direkte Substitution fossiler Energie-

trägerdurchdiebestehendeGastrans-

portinfrastruktur

2. ZugangzuGrossspeichernimeuropäi-

schenGasnetz,z.B.zumunterirdischen

GasspeicherimfranzösischenJura.

Der Schweizer Erdgasmarkt beherbergt

Energieverbraucher, die 2016 11.5 % des

Schweizer Bruttoenergieverbrauchs aus-

machten. Erdgas wird heute vor allem in

Haushalten, der Industrie und im Dienst-

leistungsbereichzuHeizzweckeneingesetzt

und unterliegt damit saisonalen Schwan-

kungen mit dem höchsten Verbrauch im

Winter. Die Erdgastransportinfrastruktur,

einPipelinenetz,wurdefürdieVersorgung

des Mittellands, und der Ost-, West- und

Zentralschweizerrichtet.DieSchweizver-

fügt derzeit über eine Gesamtspeicherka-

pazitätvonrund1600GWh,wasweniger

als einem Monat des durchschnittlichen

jährlichen Erdgasverbrauchs entspricht.

5%dieserSpeicherkapazitätbeziehensich

aufdasinländischeGasnetzundseineFä-

higkeit,durchDruckerhöhunghöhereErd-

gasmengenaufzunehmenoderinkleinen

Behälternzuspeichern.95%beziehensich

aufdenSpeicherimfranzösischenJura,der

derzeitderSicherstellungderVersorgungs-

sicherheitinderSchweizdient.

8.1 Synthetisches Methan

DerGasmarktkönnteeinewichtigeRollebei

derTransformationdesSchweizerEnergie-

systemsspielen:GenerellsindimVergleich

zuanderenfossilenEnergieträgerndieUm-

weltauswirkungen von Erdgas geringer;

zudem kann Erdgas über die bestehende

InfrastrukturschrittweisedurchBiomethan

undsynthetischesMethanersetztwerden.

Über die neuen Gasversorgungstechnolo-

gienhinauskönntederGasmarktinZukunft

mitweiterenVeränderungenkonfrontiert

sein:Einerseitswirktsicheineverbesserte

EnergieeffizienzimGebäudesektordämp-

fendaufdieNachfragenachMethanaus;

undandererseitskönnteBedarfangrossen

GaskraftwerkeninFolgedesAusstiegsaus

derKernenergiebestehen.

Die Schweizer Gaswirtschaft unterstützt

die Schweizer Biomethan- und P2X-Tech-

nologien. Der Gasverband VSG strebt bis

2030einejährlicheBiomethanproduktion

von4400GWhan,wobeidasvorhandene

einheimischePotenzialbesserausgeschöpft

undP2X-Technologieneinsetztwerdensol-

len.

VergleichtmandieProduktionskostenvon

synthetischemMethanmitdenaktuellen

durchschnittlichenVerbraucherpreisenfür

Erdgas,ergibtsicheineDifferenzvonrund

100–180 CHF/MWhth Methan. Übersetzt

mandieseKostendifferenzalsCO2-Steuer,

entspräche dies einem Steuerniveau von

rund500–900CHFproTonneCO2beidem

Kostengleichheit von synthetischem Me-

thanundErdgasgegebenwäre.Deraktuelle

PreisfürErdgasliegtimDurchschnittüber

alleKundenbeirund70CHF/MWhth(2018)

inklusive der CO2-Abgabe von 17.7 CHF/

MWhth.DieserPreisverstehtsichexkl.Mehr-

wertsteuer(MwSt.)undNetzbezugskosten

vonrund10CHF/MWhth.DerGasmarktbie-

tetGastarifefür100%Biomethanvonrund

150CHF/MWhth,welchevonPrivatkunden

inAnspruchgenommenwerden.DiePreise

fürBiomethanenthaltenkeineCO2-Abgabe,

allerdingsmüssenPrivatkundendieNetz-

anschlussgebührunddieMehrwertsteuer

bezahlen.DamitistdiePreisdifferenzzwi-

schenBiomethanundSNGgeringeralsdie

PreisdifferenzzwischenErdgasundSNG.

8.2 Wasserstoff

NebenSNGkönnteWasserstoffeineRolle

im Gasmarkt spielen, entweder integriert

indasErdgasnetzodermiteinerseparaten

Verteilungsinfrastruktur. Der Schweizer

Wasserstoffmarkt ist heute im Vergleich

zum Schweizer Erdgasmarkt mit rund 1%

seinerGrössesehrklein.Wasserstoffwird

für kleine industrielle Anwendungen ein-

gesetzt, z.B. um die Oxidation in Herstel-

lungsprozessenzuverhindern.Werdenfür

industrielleProzesse,vorallemimChemie-

bereich,grosseMengenanWasserstoffbe-

nötigt,erfolgtdieHerstellunginderRegel

vorOrt.Dasbedeutet,dassWasserstoffoft

nichtgehandeltwird.WasserstofffürMo-

bilitätsanwendungen ist derzeit vernach-

lässigbar. Aufgrund des kleinen Wasser-

stoffmarktesexistiert inderSchweizkein

Verteilnetz.AllerdingskannWasserstoffin

dasbestehendeGasnetzbismaximal2%des

transportiertenErdgasvolumenseingespeist

werden. Es gibt Diskussionen über eine

Erhöhungdesmaximalenvolumetrischen

Einspeiseanteilsaufetwa10%,aberweitere

Untersuchungen(vorzugsweiseimeuropäi-

schenKontext)sindnotwendig,umdieAus-

wirkungenhöhererWasserstoffanteileauf

denNetzbetriebunddieAnwendungenbei

denEndverbrauchernbesserzuverstehen.

DerSchweizerWasserstoffmarktisteinun-

regulierter Wettbewerbsmarkt mit erheb-

lichen Preisdifferenzen. Die Verbraucher-

preise sind in der Regel nicht öffentlich

ersichtlich.AktuellePreise,dievonIndust-

rieunternehmenabgeleitetwurden,zeigen

Preise für die Erzeugung und den Trans-

8 Power-to-X und der Schweizer Gasmarkt

Synthetisches Methan kann problemlos über einen längeren Zeitraum gespeichert werden.

Synthetisches Methan ist heute 2–3 mal teurer als Erdgas, aber nahe an Verkaufspreisen für Biomethan.


portvonWasserstoffzumKundenvonrund

1CHF/Nm3bzw.rund10CHF/kg(entspricht

250CHF/MWhth)fürMengen,wiesieder-

zeitigfürMobilitätsanwendungenbenötigt

werden.SchweizerWasserstoffproduzenten

behaupten,dassihrePreisefürdieWasser-

stoffproduktionunddenTransportfürdie

DampfmethanreformierungvonErdgasund

Elektrolysegleichhochsind,wasteilweise

im Gegensatz zu Angaben in der interna-

tionalen Fachliteratur steht. Hauptgrund

ist, dass gegenwärtig der Transport von

WasserstoffmitLkwinbesonderemMasse

zudenEndverbraucherpreisenbeiträgtund

daherdieProduktionstechnologien(Elektro-

lyseoderDampfmethanreformierung)eine

untergeordneteRollebeigeringenWasser-

stoffmengenspielen.NebenderRaffinerie

inCressierundderChemieanlage inVisp

gibtesinderSchweizkeinegrossechemi-

scheIndustrie,dieWasserstoffalsgünstiges

«Nebenprodukt» produziert. Für den de-

zentralen Wasserstoffbedarf erwarten die

SchweizerWasserstoffproduzenten,dassder

zukünftigeBedarfdurcheinemiterneuer-

baremStromgespeisteElektrolysegedeckt

werdenkann,waseinekontinuierlicheund

kostengünstigeStromversorgungerfordern

würde.

Die Zukunftsaussichten für Wasserstoff-

anwendungenhängenvondenSchweizer

MinderungszielenfürCO2undvonderWett-

bewerbsfähigkeit der Wasserstoffanwen-

dungen gegenüber alternativen Optionen

ab. Nach modellbasierten Analysen kann

diedirekteNutzungvonWasserstoffzurDe-

ckungdesEnergiebedarfsbis2050aufetwa

3TWh/a(2%desEndverbrauchs)ansteigen,

wenneseineKlimapolitikgibt,diedarauf

abzieltdieinländischenCO2Emissionenbis

zumJahr2050um50%gegenüber1990zu

reduzieren[13].

Der Wasserstoffmarkt in der Schweiz ist heute sehr klein – eine zentrale Transportinfrastruktur existiert nicht und die Preise können stark variieren.


9.1 Flugverkehr

Synthetische Kraftstoffe auf Strombasis

stellen eine der wenigen Möglichkeiten

zur Reduzierung der CO2-Emissionen im

Luftverkehrdar,derheutenahezuvollstän-

dig auf fossilen Brennstoffen basiert und

zudemhoheWachstumsratenaufweist.Der

Ersatz von Verbrennungsmotoren durch

elektrische Antriebssysteme ist aufgrund

der für Flugzeuge hohen erforderlichen

Kraftstoff-Energiedichteschwierig.

DerzeitgibteskeinegesetzlicheVerpflich-

tung, die Treibhausgasemissionen des

internationalen Luftverkehrs zu reduzie-

ren.ImJahr2016einigtensichjedoch191

MitgliedsstaatenderInternationalenZivil-

luftfahrt-Organisation(ICAO),darunterdie

Schweiz,aufdas«CarbonOffsettingandRe-

ductionSchemeforInternationalAviation»

(CORSIA)[31].Zielistes,dieCO2-Emissionen

aufdemNiveauvon2020einzufrierenund

ab2021klimaneutralzuwachsen.Syntheti-

scheFlugkraftstoffekönnteneinewichtige

RollezurErreichungdieserZielespielen.Da

dieDetailsvonCORSIAnochnichtendgültig

feststehenundProduktionstechnologienfür

flüssigesynthetischeKraftstoffewieE-Kero-

sinnochnichtingrossemUmfangzurVerfü-

gungstehen,wirdsichdasfolgendeKapitel

aufdenStrassenverkehrkonzentrieren.

9.2 Strassenverkehr

Synthetische P2X-Kraftstoffe können den

CO2-FussabdruckdesStrassenverkehrsredu-

zieren,derderzeitfürfast40%derSchweizer

CO2-Emissionen im Inland verantwortlich

ist. Rund zwei Drittel dieser Emissionen

entfallen auf Personenkraftwagen. Eine

erhebliche und schnelle Reduzierung der

mobilitätsbedingtenTreibhausgasemissio-

nenerfordertdrastischeVeränderungender

9 Power-to-X und der Verkehrssektor

Abbildung 9.1: Direkte vs. indirekte Elektrifizierung von Pkw und Lkw. Linkes Feld [33]: Abhängigkeit von spezifischem Energiebedarf und Reichweite für Pkw (rot), Lkw (18t, blau) und Sattelzüge (40t, grün). Die hyperbolischen Kurven zeigen die Energiemenge an, die in einem Fahrzeug gespeichert ist. Dargestellt sind diese für derzeit maximal mögliche Batteriekapazitäten. Ihr Schnittpunkt mit dem typischen spezifischen Energiebedarf jedes Fahrzeug-typs führt zu der maximalen Entfernung, die ohne Nachladen gefahren werden kann. Der Bereich unter den drei Kurven im Diagramm zeigt somit den Anwendungsbereich für BEV (Direktelektrifizierung) an. Rechter Bereich (auf Basis von [33]): Anteil der beobachteten Tagesfahrleistung, der direkt elektrifiziert werden kann (als Anteil an den gesamten Fahrzeugkilometern), bezogen auf die im linken Feld angegebene maximale Reichweite. Berech-nungen basierend auf [32].

98.2%

53.9%

4.4%

46.1%

95.6%

1.8%

Reic

hwei

te[k

m]

Energieverbrauch pro Kilometer [kWh/km]

direkt elektrifizierbarnicht direkt elektrifizierbar

Ante

ile(n

icht

) dire

ktel

ektr

ifizi

erba

rerF

ahrz

euge


FahrzeugtechnologienundKraftstoffe.Bei

derBewertungdesPotenzialssynthetischer

Kraftstoffemusszwischenneuenundbeste-

hendenFahrzeugenunterschiedenwerden.

WährendNeufahrzeugedirektüberelektri-

scheAntriebssystemealsElektro-(Battery

Electric Vehicles – BEV) oder Brennstoff-

zellenfahrzeuge(FuelCellElectricVehicles

–FCEV)elektrifiziertwerdenkönnen,kann

diebestehendeFlotteindirektmitsynthe-

tischen Kraftstoffen auf Basis von klima-

freundlich erzeugtem Strom elektrifiziert

werden.DiedurchschnittlicheLebensdauer

von Pkw (10–20 Jahre) stellt dabei einen

gewissenzeitlichenRahmenfürdieSubs-

titutionderbestehendenFlottedurchneue

Technologiendar,wasbedeutet,dasskon-

ventionelle Antriebssysteme mittelfristig

nochgrosseAnteileanderFahrzeugflotte

halten werden, und auch bestehende In-

frastrukturen und deren Transformation

berücksichtigtwerdenmüssen.

DietechnologischmöglichenVeränderun-

gen im Mobilitätssektor werden teilweise

durch das Mobilitätsverhalten der Ver-

braucher bestimmt [32]. Im Vergleich zur

durchschnittlichenFahrzeugnutzung(kurze

täglicheFahrzeiten)tragennurwenigeFahr-

zeugemithoherLaufleistungüberproportio-

nal zur GesamtlaufleistungderSchweizer

Fahrzeugflotte bei. Die Anteile der Kurz-

strecken-undFernverkehrsfahrerhatAus-

wirkungen auf die möglichen Anteile der

direktundindirektelektrifizierbarenFahr-

zeuge,dieinAbbildung9.1rechtsdargestellt

sind.NichtalleneuenFahrzeugtechnologien

könnenauchalleFahranforderungenerfül-

len.Batterie-Elektrofahrzeuge(BEV)sindin

ihrerReichweitebegrenzt–aktuellePkwha-

beneineReichweiteinderGrössenordnung

von200–400km,kleineLkwrund250km

(Abbildung 9.1, links); batterieelektrische

Schwerlastkraftwagen sind bislang kaum

verfügbar.AusAbbildung9.1gehthervor,

dassvorallemdieindirekteElektrifizierung

derLkw-FlottegrossesAnwendungspoten-

tialsynthetischerKraftstoffebietet,dahier

das Einsatzspektrum batterieelektrischer

Fahrzeugelimitiertist.Dabeiermöglichtdie

NutzungderbestehendenFahrzeugtechnik

Skaleneffekteundentsprechendwirtschaft-

licheVorteile.

Betrachtet man die gesamte Energieum-

wandlungskette(Well-to-Wheel),benötigen

Fahrzeuge,diemitP2X-Kraftstoffenbetrie-

benwerden,etwadas2–4-facheanStrom

imVergleichzuBEV.P2X-Technologiener-

möglichenjedochsowohldiegeografische

alsauchdiezeitliche(kurz-undlangfristige)

EntkopplungvonKraftstofferzeugungund

-nutzung, was ein wichtiger Vorteil in ei-

nemzukünftigenEnergiesystemmithohem

Anteil an intermittierender erneuerbarer

Stromproduktionseinkann.Eineoptimale

Kombination aus dem hohen Effizienz-

potenzial von BEV und dem Flexibilitäts-

potenzial von P2X-Kraftstoffen könnte zu

einerdeutlicherenCO2-Reduktionführenals

BEVallein.DiedirekteundindirekteElektri-

fizierung(viaBEVundP2X-Kraftstoffe)sind

somitkomplementär.

Die Gesamtkosten («Total Cost of Owner-

ship»,TCO)vonPersonenwagenweisenei-

nenehergeringenAnteilderEnergiekosten

(Kraftstoff/Strom)imVergleichzuanderen

Kostenkomponenten auf (Abbildung 9.2).

DieshatpositiveAuswirkungenaufdenEin-

satzsynthetischerKraftstoffe.OhneSteuern

sind synthetische Kraftstoffe derzeit 2–3

malsoteuerwiefossileKraftstoffe(ander

Tankstelle).DieKostenfürdieKraftstoffver-

teilung und die Betankungsinfrastruktur

fürSNGundWasserstoffhängenstarkvom

Nutzungsgradab;jemehrSNG-Fahrzeuge

Abbildung 9.2: Berechnung der Gesamtbetriebskosten («total costs of owner-ship», TCO) für einen benzinbetriebenen Pkw als Referenz, ein BEV und Fahr-zeuge mit CNG oder SNG (P2M), beide mit einer Marktdurchdringung von 0.3%. Die P2M-Fahrzeugkosten werden ebenfalls unter Berücksichtigung der folgen-den Kostensenkungseffekte berechnet: (1) erhöhte Marktdurchdringung von CNG-Fahrzeugen von 0.3% auf 1.2%; (2) reduzierte Fahrzeugkosten aufgrund gestiegener Produktionsmengen; (3) Berücksichtigung des Umweltnutzens des Fahrzeugs; (4) Berücksichtigung des Umweltnutzens des synthetischen Kraftstoffs.

Je nach Fahrmuster können unterschiedliche Technologien zur CO2-Reduktion beitragen.

Kost

en [C

HF/

a]

Benzin BEV CNG0.3%

P2M0.3%

P2M1.2%

P2MScale_Fz

P2MeB_Veh

P2MeB_fuel

Differenz zur Treibstoffsteuer

Treibstoffsteuer

Treibstoffkosten

Betriebskosten ohne Treibstoff

Investitionskosten

Grenze der Wirtschaftlichkeit im Vergleich zu Benzin-fahrzeugen


undwasserstoffbetriebeneFCEVinBetrieb

sind,destogeringersinddieKostenprobe-

tankterEnergieeinheit.AndersbeiBEV:Je

mehr BEV aus dem Netz geladen werden,

desto höher sind die Kosten für Stromlei-

tungenundLadestationen.

Abbildung 9.2 zeigt die jährlichen Kosten

von SNG-Fahrzeugen der Kompaktklasse

imVergleichzuaktuellenBenzinfahrzeugen

und BEV sowie die Auswirkungen einer

möglichenMonetarisierungderCO2-Emis-

sionsreduktionsowieeinerzunehmenden

Marktdurchdringung der SNG Fahrzeuge.

Während die Gesamtbetriebskosten für

SNG-Fahrzeuge(P2M)heutedeutlichhöher

sind,würdensteigendeMarktanteile(von

0.3%auf1.2%)unddieMonetarisierungder

CO2-ReduktiongemässdenCO2-Vorschriften

fürneuePkwzuähnlichenjährlichenKos-

tenfürBenzin-undSNG-Fahrzeugeführen.

Im Wesentlichen können P2X-Kraftstoffe

unter bestimmten Bedingungen im Ver-

kehrssektorwettbewerbsfähigwerden:

1. EinhoherReifegradderP2X-Technolo-

gien.

EineentsprechendeReifeistheutefür

die Wasserstoff- und Methanproduk-

tioninmittelgrossenP2X-Anlagengege-

ben.DieProduktionvonsynthetischem

Flüssigkraftstoffistnochnichtaufdem

gleichenNiveau,kannaberinZukunft

erreichtwerden.

2. FlächendeckendeVerbreitungmitent-

sprechenderKraftstoffinfrastruktur.

WährenddiesfürsynthetischeFlüssig-

kraftstoffe, die sich auf die bestehen-

denFahrzeuge,LogistikundTankstellen

stützen,einfachwäre,istesfürSNGeine

grössereHerausforderung.DieMarktan-

teilefürneuverkaufteSNG-Fahrzeuge

müsstendeutlichaufmindestens2–4%

erhöhtwerden.NursolcheMarktanteile

ermöglichen die Amortisation hoher

InvestitionskostenfürTankstellen.

3. EinvorteilhafterRegulierungsrahmen.

ImRahmendesEntwurfseinerCO2-Ver-

ordnungfürPkwundleichteNutzfahr-

zeugeinderSchweizwirddieCO2-Re-

duktiondurchsynthetischeKraftstoffe

berücksichtigtunddieUmweltvorteile

könnenmonetarisiertwerden(siehe(4)

inAbbildung9.2).

DerEinstiegspunktfürWasserstoffkönnten

schwere Lkw sein, da Elektroantriebe von

derSchwerlastverkehrsabgabe(LSVA)aus-

genommensind.Diesstellteinenwichtigen

Vorteil dar, da 50% der TCO von Schwer-

lastern gesetzliche Abgaben (LSVA und

Kraftstoffsteuer) betreffen. Aufgrund der

Befreiung von gesetzlichen Abgaben für

Elektroantriebekönnenwasserstoffbetrie-

bene Brennstoffzellen-Lkw bereits heute

ähnliche TCO aufweisen wie Diesel-LKW,

auch wenn die LKW-Investitionskosten

3-malhöhersind(Abbildung9.3).Dasichdie

steuerlichenRahmenbedingungenundKos-

tenstrukturenimPersonenstrassenverkehr

wesentlich von denen des Güterstrassen-

verkehrsunterscheiden,profitierenwasser-

stoffbetriebeneBrennstoffzellen-Pkwnicht

von solchen Randbedingungen. Vielmehr

sind die Kapitalkosten von Brennstoffzel-

len-PkwaufgrunddeshohenAnschaffungs-

preises im Vergleich zu konventionellen

Technologienhochundkönnennichtdurch

niedrigeBetriebskostenausgeglichenwer-

den.

Langstrecken- und Schwerlast-fahrzeuge sind die primären Treiber für P2X-Anwendungen in der Mobilität.

Während gasförmige Kraftstoffe (P2M) einen flächendeckenden Aufbau von Gas-Tankstellen benötigen, können synthetische Flüssigkraft-stoffe (P2L) direkt in die bestehende Infrastruk-tur integriert werden.

Gesa

mtk

oste

n [C

HF/a

]

Diesel syn. Diesel SNG H2

LSVA

Treibstoffsteuer

TreibstoffkostenBetriebskosten ohne Treibstoff

Investitionskosten

ohne Treibstoffsteuerausnahme

ohne Ausnahme von der LSVA

Abbildung 9.3: Gesamt-betriebskosten für einen 28t LKW, betrieben mit Diesel, synthetisch erzeug-tem Diesel oder Methan, oder Wasserstoff in einer Brennstoffzelle (H2).


10.1 Die Rolle von Wasserstoff

WasserstoffisteinwichtigerEnergieträger

undAusgangsstofffürdieHerstellungvon

Basischemikalien,synthetischenKraftstof-

fenundSchmierstoffen.Wasserstoffkann

auch als Reduktions- oder Schutzgas ein-

gesetzt werden, z.B. in der Eisenerzindus-

trie sowie bei der Flachglasproduktion. In

einigenindustriellenProduktionsprozessen

istWasserstoffeinNebenprodukt,dasent-

wederverkauftoderanderweitigverwendet

wird, was bei der Kohlenwasserstoffspal-

tung in Raffinerien, bei der Chlor-Alka-

li-ElektrolyseundbeiderHerstellungvon

AcetylenderFallist.IngrossenProduktions-

verbundstandortenderchemischenIndust-

rie(z.B.inDeutschlandinLeuna/Bitterfeld

undimRaumHamburg)verbindenWasser-

stoffnetzeProduzentenundKonsumenten.

GrosseProduktionsanlagenundintegrierte

NetzwerkefürchemischeProdukteermög-

lichen die Versorgung mit Wasserstoff zu

vergleichsweiseniedrigenKosten.Insolche

Netzwerke kann die P2X-Technologie als

komplementäre Wasserstoffversorgungs-

technologieintegriertwerden.Häufiglau-

fenindustrielleProzessekontinuierlichab

underforderneinenzuverlässigenEinsatz

von Rohstoffen wie Wasserstoff. Daher

müssenP2X-Technologienmitintermittie-

rendererneuerbarerStromversorgungmit

ausreichender Produktionskapazität und

integrierterWasserstoffspeicherungkonzi-

piertwerden,umeineunterbrechungsfreie

Rohstoffversorgungzugewährleisten.Die

WettbewerbsfähigkeitvonWasserstoffaus

P2X-Technologienhängtjedochwesentlich

vonderExistenzeinerstrengenKlimapolitik

ab,dadieWasserstoffversorgungskostenbei

der Produktion aus fossilen Brennstoffen

derzeitniedrigsind(sieheauchKapitel5.2).

10.2 Die Schweizer Industrie

InderSchweizmachtederIndustriesektor

im Jahr 2015 18% des Endenergiebedarfs

aus, während Erdgas und Strom mehr als

60%desgesamtenindustriellenEnergiebe-

darfsausmachten.FastdieHälftedesEnde-

nergiebedarfswurdefürdieErzeugungvon

Prozesswärme genutzt. Mit einem Anteil

vonmehrals20%amEndenergieverbrauch

derIndustriegehörtdiechemischeIndustrie

zu den verbrauchsstärksten Branchen. Im

GegensatzzuanderenLändern,indenendie

Massenproduktion von Basischemikalien

einen bedeutenden Anteil an der chemi-

schenIndustrieausmacht,istderSchweizer

Chemiesektor sehr spezialisiert. Er produ-

ziert mehr als 30000 Produkte und zielt

auf die Herstellung von Spezialprodukten

ab,z.B.Pharmazeutika,Vitamine,Feinche-

mikaliensowieSubstanzenfürDiagnostik

undPflanzenschutz.

Der Wasserstoffverbrauch in der Schweiz

betrug2018rund13000Tonnen.DieRaf-

finerieinCressierstelltmitrund85%des

GesamtverbrauchsdengrösstenEinzelver-

braucherdar[34].WeitereKleinverbraucher

gehören der Uhrenindustrie, der Chemie-

undPharmaindustriesowiederKunststein-

produktionan.Etwa90%desWasserstoffs

wirdausfossilenBrennstoffengewonnen.

WasserstofffürdieRaffineriewirdvorOrt

ausNaphtaundMethanproduziert,Wasser-

stofffürdieLONZA-ChemieanlageinVisp

ausFlüssiggas.EinkleinerTeilwirdausElek-

trizitätentwederdurchChlor-Alkali-Elektro-

lyseoderWasserelektrolyseerzeugt.Seitder

SchliessungderDüngemittelproduktionin

Visp Anfang 2018, die neben der Raffine-

rie ein bedeutender Wasserstoffverbrau-

cher war, gibt es in der Schweiz mit rund

21500t/aeineerheblicheÜberkapazitätin

derWasserstoffproduktion.

10 Power-to-X in der Industrie Schweizer Raffinierie ist der grösste Wasserstoffverbraucher, weitere Kleinverbraucher in der chemischen Industrie.


DieKombinationverschiedenerAnwendun-

genunddamitdasPotenzial,verschiedene

Märkte zu bedienen, ist ein wesentlicher

VorteilderP2X-Technologien.Dieverschie-

denen Produktionspfade von P2X ermög-

lichen eine Reihe von unterschiedlichen

Anwendungen, die die verschiedenen be-

schriebenenMärktebedienen.Dementspre-

chend können Geschäftsmodelle von P2X

potenziellaufmehrerenEinnahmequellen

aufbauen.AuswirtschaftlicherSichthatder

multipleMarkt-/Anwendungscharaktervon

P2XzweiwesentlicheVorteile:

1. EsbietetsichdieMöglichkeit,eineIn-

vestitioninZukunftumweitereProzess-

schrittezuerweitern.

2. DerZugangzumehrerenunterschied-

lichen Märkten ermöglicht operative

Flexibilität.

Mehrere Anwendungen können auch mit

der Bereitstellung von Systemdienstleis-

tungenfürStromnetzekombiniertwerden.

Die Möglichkeit, verschiedene Märkte zu

bedienen, erhöht nicht nur potenziell die

Erträge, sondern mindert das Marktrisiko

und damit die Kapitalkosten von Investi-

tionsprojekten. Inwieweit die Multi-Mar-

ket-FlexibilitäteinewertvollerealeOption

(entweder bei Erweiterungsinvestitionen

oderinderProduktionsflexibilität)schafft

unddamitdasRisikoprofilvonInvestitions-

projektenverbessert,hängtvonderKorrela-

tionderPreiseab,dieaufdenverschiedenen

Märktenerzieltwerdenkönnen.Aufgrund

dergeringenKorrelationenvonPreisenfür

Erdgas(Methan),StromundKapazitätsre-

servenkanndieKombinationdieserStränge

zu niedrigeren Gesamtrisiken führen. Die

«realeOption»,beispielsweiseeineElektro-

lyseanlagemiteinemMethanisierungspro-

zesszuerweitern,könntedaherinZukunft

relevantwerden.

Die entscheidende Einschränkung für die

Kombination der Anwendungen ist der

StandortderP2X-Anlage,welcherdenZu-

gangzukostengünstigemStrom,demGas-

netz,einempotenziellenWärmenetzsowie

einerCO2-Quellebestimmt.Angesichtsder

Höhe der Investitionskosten für P2X-Ein-

heitensolltederenStandortunterBerück-

sichtigung der Möglichkeiten für spätere

Erweiterungengewähltwerden.

11 Integration von Power-to-X in verschiedene Märkte

Erlöse aus dem Verkauf von Produkten und Dienstleistungen auf verschiedenen Märkten würden die Rentabilität von P2X erhöhen.


12.1 Anschub für den einheimischen Schweizer Markt

P2X-Technologien sind derzeit noch mit

hohenKostenverbunden,wobeidavonaus-

gegangenwerdenkann,dassKostenreduk-

tionenzukünftigdurchLernprozessebeider

Herstellung, der Auslegung, dem Betrieb

sowiederSystemeinbindungvonP2X-An-

lagen erreicht werden können. Politische

EntscheidungsträgerkönnenMassnahmen

ergreifen, um P2X-Technologien über den

Anreiz von Lernprozessen zu fördern. Da

die meisten P2X-Subsysteme als design-

intensiveTechnologienbetrachtetwerden

können,scheinenanwendungs-undinter-

aktionsbasierte Lernprozesse entlang der

gesamtenP2X-Prozesskettedierelevantes-

tenLernprozessezusein.Dazuisteinein-

heimischer Markt mit stabiler Nachfrage

förderlich [35]. Dementsprechend stellen

politische Rahmenbedingungen zur Stär-

kung des Binnenmarktes eine effektivere

Innovationspolitik dar als einzelne spezi-

fischeTechnologiesubventionen.Aufgrund

derrelativgeringenFertigungskomplexität

derKomponentenisteingrosserundwach-

senderMarktfürdieHerstellungvonP2X

Komponenten weniger relevant, welcher

imFallderSchweizohnehinunrealistisch

erscheint.

DaauchdieKomplexität reinerPower-to-

Wasserstoff-to-PowerAnlagenehergering

ist,sindhierkeineerheblichenLerneffekte

zuerwarten.DiesistbeiMethanisierungs-,

Fischer-Tropsch- und Methanolanlagen

anders. Experteninterviews zeigen, dass

Skaleneffektebeidenbeidenletztgenann-

tenTechnologienbesondersrelevantsind.

DaherwärenfürAnlagen,diedieseentspre-

chendenProzessebeinhalten,grosseAnla-

generforderlich.Angesichtsderbeschränk-

ten potentiellen Marktgrösse der Schweiz

erscheintdiesüberausambitioniert.Folglich

könntedieF&E-Unterstützungeinerealis-

tischere Option zu sein, um forschungs-

induzierte Lerneffekte in P2X-Anlagen

für Fischer-Tropsch- und/oder Methanol-

reaktion in der Schweiz zu ermöglichen.

Darüber hinaus können Forschungs- und

Technologie-Demonstrations-Kooperatio-

nenmitNachbarländern,dieübergrössere

potenzielleMarktgrössenfürdieseTechno-

logien verfügen, eine interessante Option

sein.MassnahmenzurUnterstützungvon

Methanisierungsanlagen, bei denen Ska-

leneffekte nicht so wichtig sind wie z.B.

Fischer-Tropsch,erscheinenfürdieSchweiz

ausinnovationspolitischerSichtbesserge-

eignet.

12.2 Wechselwirkung zwischen Produzenten und Konsumenten

DieUnterstützungvonP2X-Anlageninver-

schiedenen Nutzungsumgebungen (mit

unterschiedlichenCO2-undStromquellen)

könnte zu stärkeren anwendungsorien-

tierten Lernprozessen führen, als nur die

Unterstützung standardisierter Anlagen.

Um die Interaktion zwischen Nutzer und

Produzentzuerhöhen,solltenumdiesePro-

jekteherumNetzwerkeauslokalenNutzern,

Produzenten und Regulierungsbehörden

gebildetwerden.Fördermittelsolltendaher

vorallemanKonsortienfliessen,welchedie

Nutzer und Produzenten und damit mög-

lichstdiegesamteP2XWertschöpfungskette

umfassen.DarüberhinaussolltenLeistungs-

anreize in Betracht gezogen werden, z.B.

durchdieGewährungvonZuschüssenfür

innovative Produkteigenschaften. Gleich-

zeitigsolltenInnovationsanreizeseitensder

Politikregelmässigangepasstwerden,um

demtechnologischenLernprozessundden

daraus resultierenden Kostensenkungen

Rechnung zu tragen. Um kostenbasierte

Anpassungen zu ermöglichen, sollte die

Förderung an die Berichterstattung über

Kosten- und Leistungsdaten (zumindest

andiepolitischenEntscheidungsträger)ge-

bundensein.UmdieKostenfürdieImple-

mentierungsrichtlinienfürP2X-Anlagenzu

senken,könntenschliesslichWerkzeugezur

Reduktion der Risiken eingesetzt werden,

diedieFinanzierungskostenvonP2X-Projek-

tensenken(z.B.überdenTechnologiefonds

desBundes).

12 Power-to-X und Innovationspolitik

Anregung von Innovationen vor allem durch stabile Rahmenbedingungen, die den einheimischen Markt für P2X Anlagen und anwendungsorientierte Lernprozesse fördern.

Forschung und Innovation sollten sich auf eine optimale Integration von P2X in das Energiesystem konzentrieren.


13.1 Allgemeine Regelungen

Allgemeine gesetzliche Vorschriften, die

für alle P2X-Anlagen gelten, betreffen

Planungs- und Genehmigungsverfahren,

Umweltrecht, Sicherheitsvorschriften und

den Status von P2X als Endverbraucher.

In der Raumplanung sind P2X-Anlagen

wahrscheinlichnichtindenRichtplanauf-

zunehmen, da die Einheitengrössen und

Landschaftseinflüsse relativ gering sind.

Darüber hinaus sind bei der Herstellung

von Wasserstoff und Methan Sicherheits-

vorschriftenzubeachten.

13.2 Der Status von P2X als Endverbraucher und Stromerzeuger

Es besteht Unklarheit im Gesetz, ob P2X

als«Endverbraucher»anzusehenist.Wenn

P2X-Anlagen als «Endverbraucher» anzu-

sehenwären,müsstenP2X-AnlagenNetz-

nutzungsentgeltezahlen.DerVorschlag,alle

SpeichersystememitAusnahmevonPump-

speicherkraftwerken in einer revidierten

Stromversorgungsverordnung explizit als

Endverbraucher einzustufen, wurde nach

erheblicherKritikimVernehmlassungsver-

fahrenzurückgezogen.

Die Regulierung von P2X-Systemen, die

Strom in das Netz zurückspeisen, würde

esermöglichen,dieseP2X-Technologieals

Stromerzeugerzudefinieren,wasbesondere

BedingungenfürdenStandortunddenZu-

gang zum Stromnetz ermöglichen würde.

Rechtsunsicherheit besteht in Bezug auf

dieBehandlungderStromproduktionvon

P2X-Anlagen,dieunmittelbarmiterneuer-

baremStromgespeistwerden.ImIdealfall

würde das Gesetz die Rückverstromung

ausP2XalserneuerbareStromproduktion

definieren,wennentsprechendeHerkunfts-

quellenfürdeninderElektrolyseverwen-

detenStromnachgewiesenwerdenkönnen.

EinesolcheBestimmungfehltjedochbisher

imGesetz.

13.3 P2X als Investition ins Stromnetz

Wenn die Einspeisung von Strom aus er-

neuerbaren Energien Investitionen in

P2X-TechnologienaufderVerteilnetzebene

zur Systemsicherheit erfordert, könnten

diese Kosten nach der Stromversorgungs-

verordnung erstattet werden. In diesem

Fall müsste die Eidgenössische Elektrizi-

tätskommission(ElCom)dieKostengeneh-

migen und Swissgrid dem (Verteil-)Netz-

betreibereineErstattungleisten.Während

InvestitioneninzukünftigeInfrastrukturen

häufigeinerkritischenaufsichtsrechtlichen

Prüfung unterliegen, haben die jüngsten

Gesetzesneuerungen die Möglichkeit ein-

geführt, Kosten für bestimmte innovative

Netzmassnahmenzuerstatten.

13.4 Regelung zur Strommarktentflechtung

DieEntflechtungsregelnimSchweizerRecht

unterscheidendieVerantwortlichkeitenu.a.

von Stromerzeugern, Übertragungsnetz-

betreibernundVerteilnetzbetreibern,was

bestimmtenStrommarktakteureneventuell

den Betrieb von P2X-Systemen verbietet.

NachdemEntflechtungsrechtdürfenstrom-

erzeugendeUnternehmenSpeicherundda-

mitP2X-Technologienbetreiben.FürUnter-

nehmen,dieeinVerteilnetzbetreiben,sieht

das Schweizer Recht nur die Entflechtung

der Finanzberichterstattung vor. Folglich

wären diese Betreiber wahrscheinlich in

derLage,P2X-Anlagenzubetreiben,solange

dieseAktivitäteninderFinanzberichterstat-

tung vom Netzbetrieb getrennt sind und

unteranderemkeineQuersubventionierung

stattfindet.SwissgridalsÜbertragungsnetz-

betreiber hingegen darf sich nicht an der

Stromerzeugungbeteiligen.

13.5 Der Gasmarkt

BiogasundsynthetischesMethansindbe-

reits teilweise in den Verordnungen und

RichtliniendesSchweizerGasmarktesent-

halten.DerGasnetzzugangfürP2X-Anlagen

kannüberdasRohrleitungsgesetzoderüber

dasKartellgesetzsichergestelltwerden.Da-

gegen können sich P2X-Betreiber jedoch

wahrscheinlich nicht auf die «Verbände-

vereinbarung zum Netzzugang beim Erd-

gas»verlassen,dasichdiesesDokumentan

grosseGasverbraucherrichtetundnichtan

Produzenten,diedasGas indasNetzein-

speisenwollen.

13.6 Der Verkehrssektor

Rechtsvorschriften,diedenVerkehrssektor

betreffen, können dazu führen, dass Im-

porteure fossiler Brennstoffe Anreize für

InvestitioneninP2Xerhalten,umeinenTeil

der CO2-Emissionen aus den importierten

Brennstoffen auszugleichen. Dies könnte

eine zusätzliche Einnahmequelle für P2X

schaffen. Im Zusammenhang mit der Be-

handlungvonWasserstoffundMethanaus

biogenenQuellenbestehtUnsicherheitüber

die Berechnung der Kohlenstoffintensität

vongasbetriebenenFahrzeugenbasierend

aufdembiogenenAnteildesGasgemisches.

DasMineralölsteuergesetzregeltausdrück-

lichdieBehandlungvonbiogenenKraftstof-

fen.BeiderVerwendungalsKraftstoffsind

Wasserstoff,synthetischesMethan,Metha-

13 Gesetzliche Aspekte im Zusammenhang mit Power-to-X

Das Schweizer Recht behandelt P2X anders als Pumpspeicher mit negativen Auswirkungen auf die Kosten von P2X.


nolundanderesynthetischeKraftstoffeaus

P2XvonderMineralölsteuerbefreit,wenn

der verwendete Strom aus erneuerbaren

Quellen stammt und bestimmte Umwelt-

kriterienerfülltsind.

13.7 Der Wärmemarkt

DieCO2-SteuergesetzgebungbietetVorteile

fürdenEinsatzvonP2X-ProduktenimHei-

zungsbereich. Reglementiert wird dieser

vorallemdurchdieMustervorschriftender

KantoneimEnergiebereich(MuKEn2014),

dienichtdirektanwendbarsind,abervon

den Kantonen im P2X-Bereich umgesetzt

werdenkönnen.Derzeitwerdenjedocher-

neuerbareGaseausP2XnichtalsTeilder

StandardlösungenimRahmendesMuKEn

akzeptiert.DadieCO2-Steuernurfürfossile

Energieträger gilt, kann die CO2-Steuerge-

setzgebung Vorteile für die Verwendung

vonP2X-ProduktenzumHeizenbieten,da

synthetischeEnergieträgernichtunterdiese

Bestimmungfallen.DieswürdeeinenAn-

reiz schaffen, biogene synthetische Kraft-

stoffe gegenüber fossilen Kraftstoffen zu

verwenden.AuchWasserstoffundsyntheti-

schesMethan,dasalsBrennstoffverwendet

wird,fallennichtunterdieMineralölsteuer.

13.8 Regulatorischer Einfluss auf Geschäftsmodelle

Der rechtliche Rahmen hat mehrere Aus-

wirkungenaufdieP2X-Geschäftsmodelle–

insbesondere im Hinblick auf die aktuell

diskutierteFrage,obStromnetzentgeltezu

zahlensind.WärediesderFall (wiees im

Vernehmlassungsentwurf der revidierten

Stromversorgungsverordnung vorgesehen

war),würdedieszuerhöhtenKostenführen

undfolgendeAuswirkunghaben:

• Senkung der Gesamtrentabilität einer

P2X-Anlage,dieStromausdemöffentli-

chenNetzspeichert.

• Anreizesetzen,dasöffentlicheNetznicht

mehr zu nutzen, sondern Strom direkt

auserneuerbarerStromerzeugungzube-

ziehen.

Der letztgenannte Anreiz kann weitere

Auswirkungen haben. Für den Fall, dass

industrielleKohlenstoffquellennichtinder

Näheder(dezentralen)Stromerzeugungaus

erneuerbarenEnergienliegen,würdeeine

mögliche Verpflichtung zur Zahlung von

NetzentgeltendieInstallationvonP2X-An-

lageninderNähevonerneuerbarenStrom-

quellenanregenundunterUmständendie

Möglichkeiten zur Nutzung industrieller

Kohlenstoffquellen einschränken, wenn

keine lokale kostengünstige Stromquelle

vorhanden ist. Die Netzentgelte für den

StromverbrauchvonP2XkönnenjedochAn-

reizefürdieNutzungandererCO2-Quellen

zur Herstellung synthetischer Gase oder

Kraftstoffe, wie beispielsweise der direk-

ten Abscheidung aus der Luft, setzen, die

wahrscheinlich mit höheren CO2-Kosten

verbundensind.Esistfestzuhalten,dassder

Rechtsrahmen erhebliche Auswirkungen

aufdenEinsatzneuerTechnologienhatund

sokonzipiertseinsollte,dasserdiejenigen

Optionenunterstützt,diewirksamzuden

übergeordnetenZielenbeitragen.

Die Anwendung gleicher Stromnetzentgelte auf verschiedene Speichertechnologien ist entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit von P2X.


DieAutorendankenderInnovationsagentur

InnosuisseunddemBundesamtfürEner-

giefürdieFinanzierungdergemeinsamen

AktivitätderSchweizerKompetenzzentren

fürEnergieforschung(SCCER),diezudiesem

Weissbuchgeführthat.DieAutorenmöch-

tensichauchbeiAymaneHassan,Adelaide

Calbry-Muzyka und Alexane Dubois für

ihreUnterstützungbeiderÜbersetzungins

Französische sowie bei Monika Blétry für

dieGestaltungdesWeissbuchsbedanken.

Batterie-Elektrofahrzeuge(BEV)

Kapitalkosten(CAPEX)

Klimaschutz-undEmissionsreduktionsprogramm

fürdieinternationaleLuftfahrt(CORSIA)

Druckluft-Energiespeicher(CAES)

KomprimiertesErdgas(CNG)

Elektrofahrzeug(EV)

EmissionshandelssystemderEuropäischenUnion(EUETS)

Brennstoffzellen-Elektrofahrzeug(FCEV)

Treibhausgas(THG)

Schwerlastverkehrsabgabe(LSVA)

ObererHeizwert/Brennwert(HHV)

InternationaleZivilluftfahrtorganisation(ICAO)

FahrzeugmitVerbrennungsmotor(ICEV)

Ökobilanz(LCA)

UntererHeizwert(LHV)

MethanolzuOlefin(MTO)

Erdgas(NG)

BetriebundWartung(O&M)

Oxymethylenether(OME)

Betriebskosten(OPEX)

Photovoltaik(PV)

Power-to-Hydrogen:P2H

Power-to-Liquids:P2L

Power-to-Methane:P2M

Power-to-Power:P2P

Power-to-X:P2X

Polymer-Elektrolyt-Membran(PEM)

ForschungundEntwicklung(F&E)

Festoxid-Elektrolysezellen(SOEC)

BundesamtfürEnergie(BFE)

SynthetischesErdgas(SNG)

Gesamtbetriebskosten–TotalCostofOwnership(TCO)

Mehrwertsteuer(MwSt)

Well-to-Wheel(WTW)

14 Verdankung 15 Abkürzungen


• Alkalische Elektrolyse: verwendet eine

alkalischeLösung,z.B.Natriumhydroxid

oderKaliumhydroxid,alsElektrolytund

istdieausgereiftesteElektrolysetechno-

logie, die kommerziell zur Wasserstoff-

erzeugung mit Wirkungsgraden im Be-

reichvon50–70%verfügbarist.

• Ammoniaksynthese: Wasserstoff wird

katalytisch mit Stickstoff (aus der Luft)

zu wasserfreiem Flüssigammoniak um-

gesetzt:N2+3H212NH3

• Anaerober Aufschluss: chemische Pro-

zesse, bei denen organische Stoffe von

Mikroorganismen in Abwesenheit von

Sauerstoffabgebautwerden. 1

• Biogasaufbereitung: RaffinationvonRoh-

biogaszusauberemBiomethan(Entfer-

nungvonVerunreinigungen),dasdannin

dasErdgasnetzeingespeistwerdenkann. 2

• Biogene CO2-Quellen:GewinnungvonCO2

durchUmwandlungvonHolzrestendurch

indirekteHolzvergasungundMethanisie-

rungdesproduziertenGases,gefolgtvon

derCO2-Abtrennung.

• Biogene Substrate: Klärschlamm,Grünab-

fälle,landwirtschaftlicheReststoffeund

Gülle

• Bioreaktor: Behälter zur biologischen

MethanproduktionbeiVerwendungvon

methanogenenMikroorganismenunter

anaerobenBedingungen

• Chlor-Alkali-Elektrolyse:ChemischesVer-

fahrenzurElektrolysevonNatriumchlorid

erzeugendemChlorundNatriumhydroxid

• CO2-Emissionszertifikate:CO2-Emissions-

berechtigungenalsBestandteileinesZer-

tifikatehandelssystems (z.B. dem Euro-

päischen Emissionshandelssystem für

Treibhausgasemissionszertifikate).

• Co-Elektrolyse-Modus:ErzeugungvonSyn-

thesegasausWasserdampfundKohlen-

dioxid

• Dampfmethanreformierung:chemischer

Prozess,beidemMethanausErdgasmit

Dampf in Kohlenmonoxid und Wasser-

stoffumgewandeltwird. 3

• Dezentrale Stromerzeugung: Strom, der

in kleinen regional verteilten (erneuer-

baren) Kraftwerken wie Solar-PV- und

Windanlagenerzeugtwird.

• Digitalisierter Bedarf: Energiekonsum

unter Verwendung intelligenter Zähler,

Energiemanagementsystemen,automa-

tisierterBedarfsreaktionodervonMikro-

netzen.4

• Direkte CO2-Abscheidung aus der Luft:

CO2-Abscheidungsmethode,dieCO2aus

derUmgebungslufttrennt.

• Druckluft-Energiespeicher (Compressed

Air Energy Storage – CAES):Anlageinder

StromzurVerdichtungvonLuftverwen-

detwird,wobeidieLuftinunterirdischen

Strukturen(Salz-oderFelskavernenoder

ungenutzteBergwerke)gespeichertwird

und zeitversetzt wieder Rückverstromt

wird.

• Elektrolyse: elektrochemischer Prozess,

derElektrizitätundWasserineinegasför-

migeEnergieformumwandelt,mitWas-

serstoffundSauerstoffalsEndprodukte.

• Emissionshandelssystem der Europäischen

Union (EU ETS):einMarkt,aufdemEmis-

sionszertifikate gehandelt werden, mit

demZieldieCO2-Emissionenzudenge-

ringstenKostenzureduzieren.

• Endotherme Reaktion: chemischer Pro-

zess, der Energie in Form von Wärme

absorbiert.

• Energiesparmassnahmen: Massnahmen

zurSenkungdesEnergieverbrauchs(Wär-

medämmung,LED-Beleuchtung,etc.).

• ENTSO-E: Dachorganisation der Strom-

übertragungsnetzbetreiber aus 36 Län-

dernEuropas

• Festoxid-Elektrolysezellen (SOEC):Techno-

logie, bei der die Wasserelektrolyse mit

einem Festoxid oder Keramikelektrolyt

abläuft.

• Fischer-Tropsch:ChemischerProzess,bei

demGase,dieWasserstoffundKohlenmo-

noxid enthalten, in Kohlenwasserstoffe

umgewandeltwerden:CO2+H2"CO+

H2O;CO+H2"CxHyOH+H2O

• Flexible Kraftwerke: Stromerzeugungsan-

lagen,dieeineschnelleregelbareStrom-

produktionermöglichen,z.B.mitflexiblen

Gaskraftwerken

• Gesamtbetriebskosten – Total Cost of Ow-

nership (TCO):KaufpreiseinesVermögens-

werteszuzüglichderBetriebskosten. 5

• Gestehungskosten: ein wirtschaftlicher

Indikator für die Gesamtkosten für den

Bau,BetriebundStilllegungeinesKraft-

werksüberseineLebensdauerproEinheit

derEnergieerzeugung.

• Kohlenwasserstoffspaltung: Kohlenwas-

serstoffe werden in kleinere Moleküle

gespalten,indemKohlenstoffbindungen

inAbhängigkeitvonderTemperaturund

dem Vorhandensein von Katalysatoren

aufgebrochenwerden.

• Kraft-Wärme-Kopplung (KWK): Gleich-

zeitigeErzeugungvonStromundNutz-

wärme.

• Methanisierung: Wasserstoff und Koh-

lendioxidwerdendurcheinechemische

oderbiologischekatalytischeReaktionzu

Methankombiniert.

• Methanolsynthese:HydrierungvonKoh-

lenmonoxidoderKohlendioxid:

CO2+3H21CH3OH+H2O

• Oberer Heizwert: Bezugseinheit für den

Energiegehalt von Stoffen, welcher die

latenteWärmederWasserverdampfung

in den Reaktionsprodukten berücksich-

tigt.

16 Terminologie


• Ökobilanz (Life Cycle Assessment, LCA):

Methode,welcheEinblickeindieUmwelt-

verträglichkeitvonProduktenundDienst-

leistungen unter Berücksichtigung von

Produktion, Nutzung und Entsorgung/

Recycling von Produkten, Lieferketten

undderdamitverbundenenInfrastruktur

liefert.

• Polymer-Elektrolyt-Membran (PEM): Tech-

nologie, die Protonentransfer-Polymer-

membranen als Elektrolyt und Trenn-

material zwischen den verschiedenen

AbschnittenderElektrolysezelleverwen-

det.

• Power-to-X (P2X): Power-to-Hydrogen,

Power-to-Liquids, Power-to-Methane,

Power-to-Power: eine Klasse von inno-

vativenTechnologien,dieeinenelektro-

chemischen Prozess zur Umwandlung

von Strom in einen gasförmigen oder

flüssigen Energieträger oder ein chemi-

schesProduktverwenden.

• Primäre Regelreserve:VorhaltungundEin-

satzvonKraftwerkskapazitätzuSicher-

stellungderNetzfrequenzvon50Hzauf

±200mHz.

• Pumpspeicher: verwendet Strom, um

Wasser aus einem unteren Speicher zu

pumpen, das in einem oberen Speicher

gespeichertwird,umzueinemspäteren

Zeitpunktrückverstromtzuwerden.

• Reverse-Modus:BetriebeinesSOEC-Elek-

trolyseurs im Umkehrmodus als Brenn-

stoffzelle

• Sekundäre Regelreserve: Gleicht Strom-

angebotund-bedarfaus;läuftbiszu15

Minutenlang.

• Synthetischer Flüssigkraftstoff:Kraftstoffe,

diedurchdieUmwandlungvonWasser-

stoff und kohlenstoffhaltigen Gasen in

flüssigeKohlenwasserstoffeentstehen.

• Synthetisches Erdgas (SNG): synthetisch

erzeugtesGas(ErsatzfürErdgas),dasbei-

spielsweiseausElektrolyseundMethani-

sierunggewonnenwird.

• Systemdienstleistungen: Dienstleistung

zurSicherstellungdesBetriebsdesElekt-

rizitätsnetzes(Frequenzregulierung)

• Unterer Heizwert:Bezugseinheitfürden

EnergiegehaltvonStoffen,diedavonaus-

geht,dassdielatenteWärmederWasser-

verdampfungindenReaktionsprodukten

nichtzurückgewonnenwird. 6

• Virtuelles Kraftwerk:einAnlagenverbund

mitSteuerungssystem,derausverteilten

Energiequellen(z.B.aufBasiserneuerba-

rerEnergienwieSonneundWind)und

flexiblenStromverbrauchernbesteht. 7

• Well-to-Wheel (WTW) – wörtlich «von der

Quelle zum Rad»:umfasstdieRessourcen-

gewinnung,dieKraftstoffherstellung,die

LieferungdesKraftstoffsandasFahrzeug

und die Endnutzung des Kraftstoffs im

Fahrzeugbetrieb. 8

1 https://www.britannica.com/science/anaerobic-digestion

2 https://www.infothek-biomasse.ch

3 https://www.studentenergy.org/topics/steam-methane-reforming

4 https://www.weforum.org/agenda/2016/03/perspective-distributed-digital-and-de-mand-side-energy-technology-implicati-ons-for-energy-security/

5 https://www.investopedia.com/terms/t/totalcostofownership.asp

6 https://h2tools.org/hyarc/calculator-tools/lower-and-higher-heating-values-fuels

7 https://www.next-kraftwerke.com/vpp/virtual-power-plant

8 https://definedterm.com/well_to_wheel_wtw


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