Ausgangslage

• Die Dekarbonisierung der Schweizer Energieversorgung erfordert flexible Technologien, die schwankende Produktion aus Wind- und Solarstrom saisonal speicherbar machen. Power-to-Gas wandelt Überschussstrom zu Wasserstoff und weiter zu synthetischem Methan um, das in bestehenden Gasnetzen gespeichert und transportiert werden kann. Gemäss einer EMPA-Studie aus dem Jahr 2019 lassen sich in der Schweiz mindestens 5 Terawattstunden pro Jahr durch Power-to-Gas erschliessen und für die Winterversorgung nutzbar machen.
• Die 29 Schweizer Kehrichtverwertungsanlagen produzieren kontinuierlich grosse Mengen Strom und Wärme und sind bereits an Strom-, Gas- und Wärmenetze angebunden, womit sie ideale Voraussetzungen für Power-to-Gas-Anlagen bieten.
• Der Standort Limeco vereint auf einem Areal in Dietikon eine Kehrichtverwertungsanlage, eine Abwasserreinigungsanlage sowie ein wachsendes Fernwärmenetz. Das bei der Schlammbehandlung anfallende Klärgas – rund 63 Prozent Methan und 37 Prozent Kohlendioxid – stand bisher nur zur Strom- und Wärmeproduktion über Blockheizkraftwerke zur Verfügung und blieb als CO₂-Quelle für die Methanisierung ungenutzt.

Projektbeschrieb

Limeco realisierte auf ihrem Areal in Dietikon in Zusammenarbeit mit acht kommunalen Energieversorgungsunternehmen, der Stadtwerke-Allianz Swisspower und mehreren Technologiepartnern die erste industrielle Power-to-Gas-Anlage der Schweiz. Im April 2022 erfolgte die Ersteinspeisung ins öffentliche Gasnetz.

Ein Kernelement der Anlage sind zwei Proton-Exchange-Membran-Elektrolyseure von Siemens Energy mit je 1.25 Megawatt elektrischer Leistung, die KVA-Strom direkt vom Generator der Dampfturbine beziehen und damit Wasserstoff erzeugen. Der Wasserstoff wird zusammen mit dem CO₂ aus dem Klärgas der Abwasserreinigungsanlage in einen biologischen Methanisierungsreaktor eingebracht, wo spezielle Mikroorganismen (Archaeen) beides zu Biomethan und Wasser umwandeln. Nach einer mehrstufigen Gasreinigung – inklusive Ammoniak-Wäscher, Aktivkohlestufen und einer Wasserstoff-Membran – wird das aufbereitete Gas ins Erdgasnetz eingespeist. Die bei den Umwandlungsprozessen anfallende Abwärme ist über eine Absorptionswärmepumpe in das Fernwärmenetz von Limeco eingebunden. Das gesamte System wurde für eine Nutzungsdauer von 20 Jahren ausgelegt und ist als Multi-Energy-Hub an das Strom-, Gas- und Wärmenetz angeschlossen.

Projektziele

• Der stabile Dauerbetrieb der biologischen Methanisierung im Industriemassstab soll nachgewiesen werden, mit kontinuierlicher Einspeisung von Biomethan mit einem Methangehalt von über 96 Prozent ins öffentliche Gasnetz.
• Der PEM-Elektrolyseur soll die Flexibilisierung der Stromeinspeisung der Kehrichtverwertungsanlage ermöglichen, sodass das Gesamtsystem eine Sekundärregelleistung von bis zu 4.5 Megawatt vorhalten kann.
• Ein wirtschaftlich tragfähiges Kooperationsmodell soll entwickelt werden, bei dem mehrere kommunale Energieversorger gemeinsam die Risiken tragen und die Abnahme des erzeugten Biomethans sicherstellen. Zudem sollen Erkenntnisse für die Weiterentwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen für Power-to-Gas-Anlagen gewonnen werden.

Erkenntnisse

Zwischen März 2022 und Januar 2024 speiste die Anlage insgesamt über 1'024'000 Normkubikmeter aufbereitetes Gas mit einem durchschnittlichen Methangehalt von über 99 Prozent ins Gasnetz ein, was einer Energiemenge von mehr als 11.3 Gigawattstunden entspricht. Der Gesamtwirkungsgrad der Anlage von Strom zu Methan erreichte den angestrebten Wert von 50 Prozent; inklusive der Abwärmenutzung sind 76 Prozent erreichbar. Die biologische Methanisierung erwies sich als robusteste Komponente: Auch nach bis zu drei Tagen Standby konnte stets  direkt wieder auf die Einspeisung gefahren werden. Die Hauptursachen für Betriebsunterbrüche lagen hingegen in den Nebensystemen, namentlich im Elektrolysesystem mit Wasseraufbereitung und dem DeOxoDryer. Die Messkampagne im Herbst 2023 bestätigte, dass die Elektrolyse Leistungssprünge von 800 Kilowatt innerhalb weniger Sekunden mit Soll-Ist-Abweichungen von nur 1 bis 3 Kilowatt nachfahren kann und die Anforderungen von Swissgrid für die Sekundärregelung im eingeschränkten Leistungsband von 900 bis 1'800 Kilowatt einhält. Das volle Synergiepotenzial des Hybridkraftwerks von über 4 Megawatt Sekundärregelleistung konnte aufgrund des fehlenden Wasserstoff-Zwischenspeichers noch nicht demonstriert werden.

Ausblick

Um das volle Flexibilisierungspotenzial von rund 4.5 Megawatt Sekundärregelleistung durch das koordinierte Zusammenspiel von Elektrolyseur und KVA-Dampfturbine auszuschöpfen, war als nächster Schritt die Nachrüstung eines Wasserstoff-Zwischenspeichers vorgesehen, der die Wasserstoffproduktion und die biologische Methanisierung entkoppelt. Die Abkündigung des Elektrolyseurs Silyzer 200 durch den Hersteller Siemens Energy noch im Jahr der Inbetriebnahme der PtG-Anlage (2022) sowie die krisenbedingt hohen Stromkosten verhindern leider eine wirtschaftlich sinnvolle Fortführung von Investitionen in die Elektrolysesysteme.
Die im Frühjahr 2024 ergänzte CO₂-Membran ermöglicht bereits heute einen saisonal flexiblen Betrieb, bei dem die Anlage in Phasen hoher Strompreise abgestellt und das Klärgas direkt aufbereitet und eingespeist werden kann; dieses Betriebsmodell sowie das Konzept zur saisonalen Speicherung von Sommerstromüberschüssen lassen sich direkt auf andere Kehrichtverwertungsanlagen und Standorte mit CO₂-Quellen übertragen.

Projektpartner

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