Kehrichtverwertungsanlagen liefern bereits heute Strom und Wärme. In Zukunft könnten sie noch eine weit wichtigere Rolle im Schweizer Energiesystem übernehmen, indem sie im Winter zur Deckung der Winterstromlücke beitragen. Wie funktioniert das und welche Hürden sind noch zu nehmen?
Verfasst von Remo Bürgi
Die Kehrichtverwertungsanlage (KVA) Horgen befindet sich am Rand des Siedlungsgebiets in einem kleinen Waldstück über dem Zürichsee. Hierhin gelangen die Kehrichtsäcke mit den nicht-rezyklierbaren Abfällen aus den umliegenden Gemeinden. In einem mehrstufigen Prozess wird der Kehricht verbrannt. Übrig bleiben Trockenschlacke sowie verschiedene Partikel, die über Filter abgeschieden werden, um die Luft sauber zu halten.
Der Nutzen einer KVA geht weit darüber hinaus, den Müll möglichst umweltschonend zu entsorgen – sie ist auch ein wertvoller Energielieferant. In Horgen wird die Abwärme, die beim Verbrennungsprozess entsteht, für die Stromerzeugung und für die Versorgung des Fernwärmenetzes eingesetzt. Wie die anderen KVA in der Schweiz leistet die Anlage damit einen wichtigen Beitrag zur Energieversorgung.
Wenn es nach den Initianten des Projekts «GreenHub» geht, soll die Bedeutung der KVA für das Schweizer Energiesystem in den kommenden Jahren noch zunehmen. Bei diesem Projekt im Auftrag der Schweizerischen Agentur für Innovationsförderung (Innosuisse) wird an Lösungen für die Deckung der Winterstromlücke geforscht.
Das Fernziel ist klar definiert: 2050 will sich die Schweiz CO2-neutral und ohne Atomstrom mit Energie versorgen können. Dafür müssen der Verkehr (E-Autos statt Verbrenner) und die Wärmeversorgung (Wärmepumpen statt Öl- und Gasheizungen) elektrifiziert werden. Gemäss Prognosen steigt dadurch der Strombedarf von heute 57 TWh pro Jahr auf 75 TWh bis 2050. Zudem entfallen die ungefähr 23 TWh Strom, die heute aus den bereits recht alten Kernkraftwerken stammen. Kompensiert werden soll dies durch einen Ausbau der Wasserkraft, vor allem aber durch einen starken Zubau bei den neuen erneuerbaren Energiequellen Photovoltaik, Windkraft und Biomasse.
Allerdings wird es nicht reichen, «nur» mehr Strom zu erzeugen – es muss auch sichergestellt sein, dass er dann zur Verfügung steht, wenn er benötigt wird. Sonne und Wind sind fluktuierende Lieferanten, ihre Stromproduktion lässt sich kaum steuern und nur bedingt planen. Und: Insbesondere im Sommer führt der Photovoltaik-Ausbau immer häufiger dazu, dass mehr Strom produziert als nachgefragt wird. Das ist für die Stromnetze herausfordernd und führt unweigerlich zur Frage, wie sich solche Überschüsse speichern und bei Bedarf wieder verfügbar machen lassen – insbesondere im Winter, wenn deutlich weniger Solarstrom erzeugt wird als im Sommer. Ausserdem muss die Energielandschaft sektorübergreifend gedacht werden. Manchmal ist es sinnvoller, Wärme statt Strom zu speichern, oder Rohstoffe wie Abfall für eine zeitversetzte Nutzung länger zu lagern.
Kehrichtverwertungsanlagen sollen ein Teil der Lösung sein. Im Projekt «GreenHub» versteht man eine KVA wie jene in Horgen als eine Art Umschlagplatz, der erneuerbar produzierten Strom aufnimmt und später im richtigen Moment wieder abgibt. Dass die Wahl für solche Hubs ausgerechnet auf KVA fällt, hat verschiedene Gründe:
Die Verfügbarkeit von CO2 ist wichtig, weil bei den «GreenHubs» künstliche Energieträger hergestellt werden sollen, für die es den Kohlenstoff braucht. Diese Energieträger können dann produziert werden, wenn (zu) viel erneuerbarer Strom zur Verfügung steht, also klassischerweise an sonnigen Sommertagen.
Um einen künstlichen Energieträger herzustellen, erzeugt man zuerst Wasserstoff. Dazu wird Wasser durch Stromeinsatz in Wasserstoff und Sauerstoff aufgetrennt – ein Prozess, der Elektrolyse genannt wird. Weil sich Wasserstoff nur aufwendig lagern lässt, wandelt man ihn nochmals um und kombiniert ihn in einem zweiten Schritt mit CO2. Aus dieser Synthese lassen sich verschiedene Energieträger gewinnen, beispielsweise das gasförmige Methan (CH4) und das flüssige Methanol (CH3OH). Methanol hat den Vorteil, dass es sich in herkömmlichen Treibstofftanks lagern lässt, darum fokussiert das Projekt «GreenHub» auf diesen Energieträger.
Das im Sommer mit überschüssigem Solarstrom produzierte Methanol wird mehrere Monate gelagert und in der kalten Jahreszeit bei Bedarf wieder nutzbar gemacht. Dabei wandelt man das Methanol durch den Einsatz in einem konventionellen Verbrennungsmotor, einer Brennstoffzelle oder einem Blockheizkraftwerk in Strom um, der vor Ort verwendet oder ins Netz eingespeist werden kann. Gleiches gilt für die Abwärme, die beim Verbrennungsprozess entsteht: Entweder beheizt man damit Gebäude am Standort oder übergibt die Wärme an ein thermisches Netz. KVA bieten durch ihre bestehende Einbindung in Strom- und Wärmenetze eine gute Basis, um sowohl den Strom als auch die Wärme zu nutzen und damit einen effizienten Gesamtprozess zu ermöglichen. Denn klar ist: Bei jeder Umwandlung geht etwas Energie verloren. Bei der Strom-zu-Strom-Betrachtung erreicht das Konzept einen Wirkungsgrad von 30 Prozent. Weil auch die Wärme genutzt wird, dürfte die Gesamteffizienz jedoch höher liegen – wie hoch genau und wie man sie optimieren kann, soll beim «GreenHub»-Projekt ebenfalls ermittelt werden. Der Prozess ist übrigens CO2-neutral, denn die Menge CO2, die beim Verbrennen des Methanols entsteht, entspricht jener, die zuvor abgeschieden und für die Produktion eingesetzt wurde.
Im Rahmen des Projekts «GreenHub» wurde bisher im Labor untersucht, wie die technischen Komponenten für die Umwandlung in Methanol und für die Rückverstromung funktionieren. Diesbezüglich können die Forschenden grünes Licht geben – es dürfte keine neuen Erfindungen oder Weiterentwicklungen brauchen, um das Konzept in der Praxis umzusetzen. Jetzt geht es darum, im Testbetrieb einer realen Anlage bei der KVA Horgen Erfahrungen zu sammeln und Erkenntnisse zu gewinnen. Der Start ist für 2026 vorgesehen.
Eine offene Frage lautet beispielsweise, welchen Reinheitsgrad das Methanol aufweisen muss, damit es sich störungsfrei verwenden lässt – die Forschenden gehen von 95 Prozent aus. Die Erkenntnisse aus der KVA Horgen sollten sich gemäss dem Projektteam gut auf andere KVA übertragen lassen. Denkbar sind auch andere Standorte, die gut erschlossen sind und die Möglichkeit bieten, CO2 abzuscheiden – zum Beispiel Zementwerke. Fehlt eine CO2-Quelle, wäre es auch möglich, Ammoniak anstelle von Methanol herzustellen. Dieses liesse sich ähnlich gut speichern und wiederverwenden, basiert aber auf Stickstoff statt auf Kohlenstoff.
Wie bei allen neuartigen Ideen und Anwendungen stellt sich auch beim Einsatz von Methanol als Zwischenspeicher für erneuerbaren Strom die Frage, wie wirtschaftlich das Konzept ist und welche Chancen es folglich auf dem Markt hat.
Die Gestehungskosten von erneuerbar produziertem Methanol hängen stark von den Stromkosten ab. Hier hat das Konzept von GreenHub insofern einen Vorteil, als dass das Methanol hauptsächlich im Sommer hergestellt wird, wenn viel erneuerbarer Strom zu günstigen Konditionen verfügbar ist. Die Methanolproduktion kann gezielt dann hochgefahren werden, wenn die Strompreise tief sind. Allerdings gilt es abzuwägen, wie tief man die Schwelle zum Produktionsstart setzt, denn je weniger Betriebsstunden die Anlage erreicht, desto höher werden die Kosten pro Liter Methanol. Im Rahmen von GreenHub wollen die Forschenden herausfinden, wie sich dieser Zielkonflikt am besten lösen lässt.
Die Projektverantwortlichen gehen davon aus, dass die Gestehungskosten gerechnet auf 2200 Betriebsstunden pro Jahr ohne Stromkosten bei etwa 1 Franken pro Liter Methanol liegen und mit Stromkosten bei ungefähr 1.40 bis 1.80 Franken pro Liter. Ebenfalls eingerechnet ist dabei die geplante Vor-Ort-Abscheidung des CO2 – sie macht ungefähr 30 Rappen pro Liter Methanol aus. Durch technische Weiterentwicklungen und Skalierung – insbesondere beim heute noch sehr teuren Elektrolyseur – sollten sich die Investitionskosten künftig senken lassen.
Ob die Stromkosten in Zukunft ebenfalls reduziert werden können, hängt neben der Entwicklung der Strommarktpreise auch von politischen Entscheiden ab. Konkret geht es um die Frage, ob eine Methanolproduktionsanlage den Überschussstrom beziehen kann, ohne die Netznutzungsgebühr bezahlen zu müssen. Die Projektverantwortlichen argumentieren, dass die Anlage aus Sicht des Energiesystems grundsätzlich denselben Zweck erfüllt wie ein Pumpspeicherkraftwerk: Das Aufnehmen, Zwischenspeichern und spätere Bereitstellen von überschüssigem Strom. In diesem Sinne wären sie ebenfalls von der Netznutzungsgebühr zu befreien. Ob die Politik das will, ist noch offen. Mit GreenHub wollen die Forschenden primär zeigen, wie eine Methanolproduktionsanlage in der Praxis funktioniert und welche systemdienlichen Leistungen sie künftig erbringen könnte.
Die Idee der Methanolproduktion als Zwischenspeicherung für überschüssigen Solarstrom dürfte aus ökonomischer Sicht eher für grössere Anlagen interessant sein, die Strom und Wärme in Netze einspeisen. Wie das Beispiel eines Mehrfamilienhauses in Bassersdorf zeigt, kommt das Konzept grundsätzlich aber auch für den privaten Bereich infrage.
Die Umwelt Arena Schweiz realisiert seit vielen Jahren innovative Projekte im Bereich der erneuerbaren Energieversorgung. In Bassersdorf (ZH) hat die Stiftung nun eine Wohnüberbauung errichtet, die im Winter Methanol als Energieträger für die Strom- und Wärmeversorgung nutzt. Eingesetzt wird sie in einer sogenannten Hybridbox, die aus einem Blockheizkraftwerk und einer Wärmepumpe besteht. Dies erlaubt eine Stromerzeugung bei gleichzeitig effizienter Abwärmenutzung. Im Sommer erzeugen die beiden fast komplett mit Photovoltaikmodulen verkleideten Gebäude ausreichend Strom, um die Haushalte zu versorgen. Künftig soll der überschüssige Strom zur Methanolherstellung eingesetzt werden. Bis die Anlage bei der KVA Horgen betriebsbereit ist, versorgt importiertes Methanol die Liegenschaft in Bassersdorf.
Dass es sich um ein Pilotprojekt handelt, merkte die Bauherrschaft nicht nur bei den Abklärungen zur Technik, sondern insbesondere auch bei der Baugenehmigung für den Methanoltank. Bisher waren nur Tanks mit einem maximalen Fassungsvermögen von 2000 Litern erlaubt, was für die Überbauung zu wenig gewesen wäre. In Zusammenarbeit mit den Behörden, der Feuerwehr und der Gebäudeversicherung liess sich schliesslich eine Lösung finden, sodass nun Tanks bis 20’000 Liter bewilligungsfähig sind. Das Verfahren dauerte jedoch stolze zwei Jahre. Selbst wenn dies in Zukunft einfacher vonstattengeht, bleibt die Rentabilität einer solchen Methanolheizung von der Entwicklung der Strompreise abhängig. Ein Vorteil ist aber, dass nach der anfänglichen Investition kaum noch externe Energieträger eingekauft werden müssen, weil die Liegenschaft weitgehend autark funktioniert. So lassen sich die Betriebskosten auf Jahre hinaus gut planen.
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KVA Horgen
ETH-News
Kommunikator ZFH, arbeitet bei Faktor Journalisten. Sein Schwerpunkt liegt auf den Themen Energie, Nachhaltigkeit und Mobilität.
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