12. ExpertInnengspräche Power-to-X im März 2022

Die zwölften Expertinnen- und Expertengespräche Power-to-X fanden am 24. März im Eventhouse in Rapperswil-Jona statt und rückten zwei neue Forschungsprojekte sowie aktuelle Wasserstoffprojekte in der Schweiz in den Fokus. Die Vorträge haben gezeigt, dass die Umsetzung der Projekte durch die aktuell hohen Energiepreise stark beeinflusst wird. Organisiert wird die Tagung jeweils vom IET Institut für Energietechnik der OST-Ostschweizer Fachhochschule.

Die Notwendigkeit der Zusammenarbeit

Im ersten Referat zum Thema Dekarbonisierung zeigte Dr. Serge Biollaz vom Paul Scherrer Institut (PSI) auf, wie wichtig eine nationale und internationale Zusammenarbeit ist, und welche zentrale Rolle die Städte dabei einnehmen. Wärmeverbünde sind lokal zu denken, Strom national und chemische Energieträger global. Zusätzlich gilt es, die Kohlenstoffspeicher, welche in Form von Kohle, Erdöl und Gas in den vergangenen Jahrzehnten abgebaut wurden, wieder aufzubauen. Dabei werde, so Biollaz, die Schweiz weiterhin eine Importstrategie von Energieträgern, aber neu eine Exportstrategie für CO2 fahren. Doch hier ist die grosse Frage, wann welche Carbon-Capture-Technologien verfügbar sind, und zu welchen Kosten. Um zu einer Dekarbonisierung wirkungsvoll beizutragen, müssen Technologien sowohl einen erkennbaren Effekt haben wie auch einfach skalierbar sein. Städte sollen vorangehen, denn ohne dekarbonisierte Städte gibt es kein dekarbonisiertes Gesamtsystem. Im vorgestellten Flagship-Projekt geht es darum, eine sektorübergreifende Zusammenarbeit aufzubauen um eine rasche Dekarbonisierung zu ermöglichen. Das Projekt soll eine Startrampe sein und die Dekarbonisierung der Schweizer Städte vorantreiben. Es ist auf vier Jahre ausgelegt. Das grösste Risiko liegt dabei in einer zu langsamen Umsetzung der Strategien. Klimaschutz drängt und muss heute angepackt werden.

Link zum Referat

Marginale Kosten, marginale Emissionen

Zur Dekarbonisierung von Städten gehört auch die Umstellung des öffentlichen Verkehrs auf erneuerbare Antriebe. Fabian Ruoss vom Institut für Energietechnik der OST präsentierte in seinem Referat ein Projekt in Schweden, in welchem der Busbetrieb von Uppsala (180'000 EW) seine Fahrzeuge umstellen möchte, mit Einbindung von Energiespeichertechnologien und Power-to-Gas. Die zentrale Frage ist dabei, wie verschiedene Energiespeichersysteme entwickelt, optimiert und intelligent verbunden werden können. Ruoss geht dabei insbesondere auf die Diskrepanz ein, dass je höher der Strombedarf ist, desto höher werden sowohl die Energiekosten, sogenannte marginale Kosten (siehe Abbildung 1), wie auch die damit verbundenen Emissionen. Nach diesem Prinzip wird die Elektrizität mit der günstigsten zur Verfügung stehenden Technologie im Netz erzeugt. Steigt die Last an, werden teurere (meist fossile) Technologien zugeschaltet. Sind die erneuerbaren Kraftwerke voll ausgelastet, kann es also sein, dass für den Betrieb einer Power-to-Gas Anlage ein fossiles Kraftwerk in Betrieb gehen muss. Mit den marginalen Emissionsfaktoren können die dadurch entstehenden zusätzlichen Emissionen dem Verbraucher zugeordnet werden. Dies ist insbesondere bei Power-to-Gas-Technologien zu beachten, welche bestehende Stromkraftwerke als Stromquelle nutzen.

Das erste Kraftwerk, das seine Produktion erhöht, wenn die Stromnachfrage steigt, ist das zuletzt eingesetzte. Dieses Kraftwerk wird Grenzkraftwerk genannt und wird hier beschrieben: https://electricitymap.org/blog/marginal-emissions-what-they-are-and-when-to-use-them/

Link zum Referat

Saisonaler Betrieb von Wasserstoffanlagen

Ebenfalls auf die marginalen Kostenfaktoren verweist Rafael Osswald, Rytec AG. Das teuerste Kraftwerk, das es zur Deckung der geforderten Leistung braucht, bestimmt den Preis. Je mehr Strom gebraucht wird, desto teurere Anlagen müssen in Betrieb genommen werden, umso höher ist also der Strompreis. Dabei ist der Strompreis grossen Schwankungen unterworfen und steigt jährlich an. Aufgrund der Stromlücken im Winter ist Power-to-X in der Schweiz eigentlich nur saisonal einsetzbar. Die Herausforderung ist dabei, Ökologie und Ökonomie zusammenzubringen und zu bewerten. Eine ganzjährige Volllast einer Power-to-Gas-Anlage ist dabei weder aus ökologischer noch aus ökonomischer Sicht sinnvoll. Und doch sorgt eine gute Auslastung dafür, dass der Einfluss der Investitionskosten pro erzeugter kWh Wasserstoff geringer ist. Stromimport für Power-to-Gas ist jedoch dann nicht sinnvoll, wenn in Deutschland Gas- und Kohlekraftwerke betrieben werden müssen. Durchgängig betriebene Power-to-Gas-Anlagen vergrössern also das Strom- und das CO2-Problem. Um dem entgegenzuwirken, startete nun ein Projekt bei der Kehrrichtverbrennungsanlage in Buchs (AG), wo eine Elektrolyseanlage aufgebaut wird. Mit dieser soll die Zyklenfestigkeit geprüft werden, mit einer Planauslastung der Elektrolyse von 40 bis 50 Prozent (mit höherer Auslastung im Sommer und geringerer Auslastung im Winter). Sie werden einen alkalischen Elektrolyseur einsetzen, da bei diesen die Stärken und Schwächen besser bekannt sind. Die Betreiber versprechen sich davon eine höhere Lastflexibilität und Zuverlässigkeit. Der Betrieb funktioniert dann so, dass immer, wenn Swissgrid ein Signal für negative Sekundärregelleistung schickt (also bei Stromüberschuss), der Strom der KVA nicht mehr ins Netz sondern auf die Elektrolyse geleitet wird. Die Inbetriebnahme der Anlage ist in rund einem Jahr. Die Planung ist abgeschlossen, die Bestellungen getätigt.

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Wasserstoff für den Schwerlastverkehr

Die Baubewilligung für ein weiteres Projekt wird in den nächsten Wochen erwartet. Und zwar plant die EW Höfe AG bei Pfäffikon SZ eine 10-MW-Elektrolyseanlage, um den Wasserstoff direkt an eine Tankstelle für den Schwerlastverkehr weiterzuverkaufen. Arne Kähler, Vorsitzender der Geschäftsleitung, erklärt, dass sie ab 2023 jährlich 1'000 bis 1'200 Tonnen Wasserstoff produzieren wollen, was den Wasserstoffjahresbedarf von rund 200 Lkw deckt. Der gewählte Standort sei dabei ideal, da er über einen direkten Anschluss an ein Unterwerk verfügt und damit keine zusätzliche Strominfrastruktur notwendig macht. Geplant sind auch zwei parallele Wasserstoffleitungen, mit jeweils dem gleichen Durchmesser in der Grösse eines Fünflibers, welche den Wasserstoff bei einem Druck von 500 bar von der Anlage zur Tankstelle befördern. Zwei Leitungen seien geplant, aber eigentlich nur eine notwendig. Durch die nur geringfügig höheren Kosten für zwei Leitungen könne so günstig ein Back-up installiert werden, sollten an einer Leitung einmal Wartungsarbeiten notwendig werden. Gesucht sind einzig noch Abnehmer für den Wasserstoff. Werden solche bis im Sommer 2022 gefunden, kann ein Investitionsentscheid gefällt und damit das «Go» für das Projekt gegeben werden.

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Wasserstoffproduktion beim Kraftwerk Schiffenen

Einen Investitionsentscheid dagegen gibt es bereits für die von Groupe E geplante Elektrolyseanlage beim Kraftwerk Schiffenen. Doch auch für diese Anlage gibt es einige Herausforderungen, erzählt Laurent Ducrest. Zum einen liegt das bestehende Wasserkraftwerk, welches als Stromquelle genutzt würde, ausserhalb der Bauzone (beim Bau des Wasserkraftwerks gab es noch keine Zonenordnung). Auch sind Elektrolyseanlagen oftmals Neuland für die zuständigen Behörden. Weitere Herausforderungen sind das richtige Timing, eine schwierige Vergleichbarkeit von Angeboten sowie finanzielle Risiken, da es keine Abnehmer mit Langzeitverträgen gibt. Um sich über solche Schwierigkeiten auszutauschen wurde der Verein der Wasserstoff-Produzenten gegründet. Beim Kraftwerk Schiffenen plant Groupe E nun eine 2 MW-Anlage mit möglichst hoher Flexibilität im Arbeitsbereich. Die Lieferung der Hauptkomponenten ist für Anfang 2023 vorgesehen, Produktionsstart im Sommer 2023. Kostenmässig rechnen sie mit einem langfristigen Wasserstoffpreis auf dem Markt von 55 Fr./MWh, was Gestehungskosten von 7-8 Fr./MWh bedeutet und günstigen Strom mit 6 Rp./kWh voraussetzt. Dafür ist ein Betrieb der Restwasserturbinen mit 7'000 Betriebsstunden pro Jahr notwendig, da die Wasserstoffproduktion sonst zu teuer würde.

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Wasserstoff für den Gütertransport, aber nicht für die Müllabfuhr

Aufgrund der aktuell hohen Strompreise gibt es auch bei der Abfallentsorgung in Buchs (SG) Verzögerung. Der Bauentscheid für eine Wasserstoffanlage wurde in den Sommer 2023 verschoben unter der Annahme, dass sich bis dahin die Strompreise «normalisiert» haben. Matthias Berthold vom Institut für Energiesystem der OST in Buchs, führt aus, dass bei Wasserstoff die Energiekosten über 50 % der Wasserstoffgestehungskosten ausmachen, während die Investitionskosten rund einen Drittel beitragen. Für den Schwerlastverkehr ist er trotzdem interessant, da dort der LSVA-Anteil bei den Diesel-Antrieben einen grossen Anteil ausmacht. Deshalb sind z.B. Brennstoffzellen-Lkw mit 40 Tonnen Gesamtgewicht in Summe etwa gleich teuer wie entsprechende Diesel-Fahrzeuge. Müllabfuhrfahrzeuge, welche aufgrund ihrer geringen Jahreskilometerleistung nur wenig LSVA-Abgabe bezahlen müssen. wären im Betrieb mit Wasserstoffantrieben aber fast doppelt so teuer wie entsprechende Dieselfahrzeuge. Aufgrund der deutlich geringeren Tagesreichweite wäre bei Müllfahrzeugen aber bereits eine Substitution durch batterie-elektrisch betriebene Fahrzeuge möglich. Die Kosten hierfür liegen derzeit bereits nur mehr wenig über den Kosten von Dieselfahrzeugen - und werden zukünftig aufgrund von Skaleneffekten noch weiter fallen.

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Wasserstoffproduktion im Kubel bei St. Gallen

Für eine Wasserstoffproduktion beim Wasserkraftwerk Kubel bei St. Gallen ist der Spatenstich bereits erfolgt – nach einer Einsprache und Abarbeitung von 99 Auflagen in der Bewilligung. Gemäss Reto Zuglian der St. Gallisch-Appenzellischen Kraftwerke AG (SAK) werden hier künftig etwa drei bis vier Wasserstoffcontainer pro Tag gefüllt und dann weiter an die Osterwalder Gruppe für die Nutzung in der Wasserstoffmobilität geliefert. Der erste Container (Elektrolyseur) wird im April 2022 geliefert, voraussichtlich wird die 2 MW-Anlage im September 2022 in Betrieb genommen. Geplant sind mindestens 5'000 Betriebsstunden pro Jahr, welche etwa gleichmässig übers Jahr verteilt sind. Mess- und steuertechnisch wird die Anlage so betrieben, dass nur produziert wird, wenn auch das Wasserkraftwerk genügend Energie produziert. Vorwiegend wird die Restwassermenge für die Wasserstoffproduktion genutzt und so kann dieser somit grün produziert werden. Da der Strom direkt vom Wasserkraftwerk Kubel kommt, sind die Wasserstoffgestehungskosten hauptsächlich von den Stromgestehungskosten im Wasserkraftwerk abhängig, welche wiederum vom internationalen Strommarkt unabhängig sind.

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Ausblick

Die nächsten und 13. Expertinnen- und Expertengespräche werden voraussichtlich am Dienstag, 27. September 2022 in der Aula am Campus Rapperswil-Jona stattfinden. Weitere Infos folgen.          

Mehr Infos unter ExpertInnengespräche Power-to-X                             

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12. ExpertInnengspräche Power-to-X im März 2022

Die zwölften Expertinnen- und Expertengespräche Power-to-X fanden am 24. März im Eventhouse in Rapperswil-Jona statt und rückten zwei neue Forschungsprojekte sowie aktuelle Wasserstoffprojekte in der Schweiz in den Fokus. Die Vorträge haben gezeigt, dass die Umsetzung der Projekte durch die aktuell hohen Energiepreise stark beeinflusst wird. Organisiert wird die Tagung jeweils vom IET Institut für Energietechnik der OST-Ostschweizer Fachhochschule.

Die Notwendigkeit der Zusammenarbeit

Im ersten Referat zum Thema Dekarbonisierung zeigte Dr. Serge Biollaz vom Paul Scherrer Institut (PSI) auf, wie wichtig eine nationale und internationale Zusammenarbeit ist, und welche zentrale Rolle die Städte dabei einnehmen. Wärmeverbünde sind lokal zu denken, Strom national und chemische Energieträger global. Zusätzlich gilt es, die Kohlenstoffspeicher, welche in Form von Kohle, Erdöl und Gas in den vergangenen Jahrzehnten abgebaut wurden, wieder aufzubauen. Dabei werde, so Biollaz, die Schweiz weiterhin eine Importstrategie von Energieträgern, aber neu eine Exportstrategie für CO2 fahren. Doch hier ist die grosse Frage, wann welche Carbon-Capture-Technologien verfügbar sind, und zu welchen Kosten. Um zu einer Dekarbonisierung wirkungsvoll beizutragen, müssen Technologien sowohl einen erkennbaren Effekt haben wie auch einfach skalierbar sein. Städte sollen vorangehen, denn ohne dekarbonisierte Städte gibt es kein dekarbonisiertes Gesamtsystem. Im vorgestellten Flagship-Projekt geht es darum, eine sektorübergreifende Zusammenarbeit aufzubauen um eine rasche Dekarbonisierung zu ermöglichen. Das Projekt soll eine Startrampe sein und die Dekarbonisierung der Schweizer Städte vorantreiben. Es ist auf vier Jahre ausgelegt. Das grösste Risiko liegt dabei in einer zu langsamen Umsetzung der Strategien. Klimaschutz drängt und muss heute angepackt werden.

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Marginale Kosten, marginale Emissionen

Zur Dekarbonisierung von Städten gehört auch die Umstellung des öffentlichen Verkehrs auf erneuerbare Antriebe. Fabian Ruoss vom Institut für Energietechnik der OST präsentierte in seinem Referat ein Projekt in Schweden, in welchem der Busbetrieb von Uppsala (180'000 EW) seine Fahrzeuge umstellen möchte, mit Einbindung von Energiespeichertechnologien und Power-to-Gas. Die zentrale Frage ist dabei, wie verschiedene Energiespeichersysteme entwickelt, optimiert und intelligent verbunden werden können. Ruoss geht dabei insbesondere auf die Diskrepanz ein, dass je höher der Strombedarf ist, desto höher werden sowohl die Energiekosten, sogenannte marginale Kosten (siehe Abbildung 1), wie auch die damit verbundenen Emissionen. Nach diesem Prinzip wird die Elektrizität mit der günstigsten zur Verfügung stehenden Technologie im Netz erzeugt. Steigt die Last an, werden teurere (meist fossile) Technologien zugeschaltet. Sind die erneuerbaren Kraftwerke voll ausgelastet, kann es also sein, dass für den Betrieb einer Power-to-Gas Anlage ein fossiles Kraftwerk in Betrieb gehen muss. Mit den marginalen Emissionsfaktoren können die dadurch entstehenden zusätzlichen Emissionen dem Verbraucher zugeordnet werden. Dies ist insbesondere bei Power-to-Gas-Technologien zu beachten, welche bestehende Stromkraftwerke als Stromquelle nutzen.

Das erste Kraftwerk, das seine Produktion erhöht, wenn die Stromnachfrage steigt, ist das zuletzt eingesetzte. Dieses Kraftwerk wird Grenzkraftwerk genannt und wird hier beschrieben: https://electricitymap.org/blog/marginal-emissions-what-they-are-and-when-to-use-them/

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Saisonaler Betrieb von Wasserstoffanlagen

Ebenfalls auf die marginalen Kostenfaktoren verweist Rafael Osswald, Rytec AG. Das teuerste Kraftwerk, das es zur Deckung der geforderten Leistung braucht, bestimmt den Preis. Je mehr Strom gebraucht wird, desto teurere Anlagen müssen in Betrieb genommen werden, umso höher ist also der Strompreis. Dabei ist der Strompreis grossen Schwankungen unterworfen und steigt jährlich an. Aufgrund der Stromlücken im Winter ist Power-to-X in der Schweiz eigentlich nur saisonal einsetzbar. Die Herausforderung ist dabei, Ökologie und Ökonomie zusammenzubringen und zu bewerten. Eine ganzjährige Volllast einer Power-to-Gas-Anlage ist dabei weder aus ökologischer noch aus ökonomischer Sicht sinnvoll. Und doch sorgt eine gute Auslastung dafür, dass der Einfluss der Investitionskosten pro erzeugter kWh Wasserstoff geringer ist. Stromimport für Power-to-Gas ist jedoch dann nicht sinnvoll, wenn in Deutschland Gas- und Kohlekraftwerke betrieben werden müssen. Durchgängig betriebene Power-to-Gas-Anlagen vergrössern also das Strom- und das CO2-Problem. Um dem entgegenzuwirken, startete nun ein Projekt bei der Kehrrichtverbrennungsanlage in Buchs (AG), wo eine Elektrolyseanlage aufgebaut wird. Mit dieser soll die Zyklenfestigkeit geprüft werden, mit einer Planauslastung der Elektrolyse von 40 bis 50 Prozent (mit höherer Auslastung im Sommer und geringerer Auslastung im Winter). Sie werden einen alkalischen Elektrolyseur einsetzen, da bei diesen die Stärken und Schwächen besser bekannt sind. Die Betreiber versprechen sich davon eine höhere Lastflexibilität und Zuverlässigkeit. Der Betrieb funktioniert dann so, dass immer, wenn Swissgrid ein Signal für negative Sekundärregelleistung schickt (also bei Stromüberschuss), der Strom der KVA nicht mehr ins Netz sondern auf die Elektrolyse geleitet wird. Die Inbetriebnahme der Anlage ist in rund einem Jahr. Die Planung ist abgeschlossen, die Bestellungen getätigt.

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Wasserstoff für den Schwerlastverkehr

Die Baubewilligung für ein weiteres Projekt wird in den nächsten Wochen erwartet. Und zwar plant die EW Höfe AG bei Pfäffikon SZ eine 10-MW-Elektrolyseanlage, um den Wasserstoff direkt an eine Tankstelle für den Schwerlastverkehr weiterzuverkaufen. Arne Kähler, Vorsitzender der Geschäftsleitung, erklärt, dass sie ab 2023 jährlich 1'000 bis 1'200 Tonnen Wasserstoff produzieren wollen, was den Wasserstoffjahresbedarf von rund 200 Lkw deckt. Der gewählte Standort sei dabei ideal, da er über einen direkten Anschluss an ein Unterwerk verfügt und damit keine zusätzliche Strominfrastruktur notwendig macht. Geplant sind auch zwei parallele Wasserstoffleitungen, mit jeweils dem gleichen Durchmesser in der Grösse eines Fünflibers, welche den Wasserstoff bei einem Druck von 500 bar von der Anlage zur Tankstelle befördern. Zwei Leitungen seien geplant, aber eigentlich nur eine notwendig. Durch die nur geringfügig höheren Kosten für zwei Leitungen könne so günstig ein Back-up installiert werden, sollten an einer Leitung einmal Wartungsarbeiten notwendig werden. Gesucht sind einzig noch Abnehmer für den Wasserstoff. Werden solche bis im Sommer 2022 gefunden, kann ein Investitionsentscheid gefällt und damit das «Go» für das Projekt gegeben werden.

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Wasserstoffproduktion beim Kraftwerk Schiffenen

Einen Investitionsentscheid dagegen gibt es bereits für die von Groupe E geplante Elektrolyseanlage beim Kraftwerk Schiffenen. Doch auch für diese Anlage gibt es einige Herausforderungen, erzählt Laurent Ducrest. Zum einen liegt das bestehende Wasserkraftwerk, welches als Stromquelle genutzt würde, ausserhalb der Bauzone (beim Bau des Wasserkraftwerks gab es noch keine Zonenordnung). Auch sind Elektrolyseanlagen oftmals Neuland für die zuständigen Behörden. Weitere Herausforderungen sind das richtige Timing, eine schwierige Vergleichbarkeit von Angeboten sowie finanzielle Risiken, da es keine Abnehmer mit Langzeitverträgen gibt. Um sich über solche Schwierigkeiten auszutauschen wurde der Verein der Wasserstoff-Produzenten gegründet. Beim Kraftwerk Schiffenen plant Groupe E nun eine 2 MW-Anlage mit möglichst hoher Flexibilität im Arbeitsbereich. Die Lieferung der Hauptkomponenten ist für Anfang 2023 vorgesehen, Produktionsstart im Sommer 2023. Kostenmässig rechnen sie mit einem langfristigen Wasserstoffpreis auf dem Markt von 55 Fr./MWh, was Gestehungskosten von 7-8 Fr./MWh bedeutet und günstigen Strom mit 6 Rp./kWh voraussetzt. Dafür ist ein Betrieb der Restwasserturbinen mit 7'000 Betriebsstunden pro Jahr notwendig, da die Wasserstoffproduktion sonst zu teuer würde.

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Wasserstoff für den Gütertransport, aber nicht für die Müllabfuhr

Aufgrund der aktuell hohen Strompreise gibt es auch bei der Abfallentsorgung in Buchs (SG) Verzögerung. Der Bauentscheid für eine Wasserstoffanlage wurde in den Sommer 2023 verschoben unter der Annahme, dass sich bis dahin die Strompreise «normalisiert» haben. Matthias Berthold vom Institut für Energiesystem der OST in Buchs, führt aus, dass bei Wasserstoff die Energiekosten über 50 % der Wasserstoffgestehungskosten ausmachen, während die Investitionskosten rund einen Drittel beitragen. Für den Schwerlastverkehr ist er trotzdem interessant, da dort der LSVA-Anteil bei den Diesel-Antrieben einen grossen Anteil ausmacht. Deshalb sind z.B. Brennstoffzellen-Lkw mit 40 Tonnen Gesamtgewicht in Summe etwa gleich teuer wie entsprechende Diesel-Fahrzeuge. Müllabfuhrfahrzeuge, welche aufgrund ihrer geringen Jahreskilometerleistung nur wenig LSVA-Abgabe bezahlen müssen. wären im Betrieb mit Wasserstoffantrieben aber fast doppelt so teuer wie entsprechende Dieselfahrzeuge. Aufgrund der deutlich geringeren Tagesreichweite wäre bei Müllfahrzeugen aber bereits eine Substitution durch batterie-elektrisch betriebene Fahrzeuge möglich. Die Kosten hierfür liegen derzeit bereits nur mehr wenig über den Kosten von Dieselfahrzeugen - und werden zukünftig aufgrund von Skaleneffekten noch weiter fallen.

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Wasserstoffproduktion im Kubel bei St. Gallen

Für eine Wasserstoffproduktion beim Wasserkraftwerk Kubel bei St. Gallen ist der Spatenstich bereits erfolgt – nach einer Einsprache und Abarbeitung von 99 Auflagen in der Bewilligung. Gemäss Reto Zuglian der St. Gallisch-Appenzellischen Kraftwerke AG (SAK) werden hier künftig etwa drei bis vier Wasserstoffcontainer pro Tag gefüllt und dann weiter an die Osterwalder Gruppe für die Nutzung in der Wasserstoffmobilität geliefert. Der erste Container (Elektrolyseur) wird im April 2022 geliefert, voraussichtlich wird die 2 MW-Anlage im September 2022 in Betrieb genommen. Geplant sind mindestens 5'000 Betriebsstunden pro Jahr, welche etwa gleichmässig übers Jahr verteilt sind. Mess- und steuertechnisch wird die Anlage so betrieben, dass nur produziert wird, wenn auch das Wasserkraftwerk genügend Energie produziert. Vorwiegend wird die Restwassermenge für die Wasserstoffproduktion genutzt und so kann dieser somit grün produziert werden. Da der Strom direkt vom Wasserkraftwerk Kubel kommt, sind die Wasserstoffgestehungskosten hauptsächlich von den Stromgestehungskosten im Wasserkraftwerk abhängig, welche wiederum vom internationalen Strommarkt unabhängig sind.

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Ausblick

Die nächsten und 13. Expertinnen- und Expertengespräche werden voraussichtlich am Dienstag, 27. September 2022 in der Aula am Campus Rapperswil-Jona stattfinden. Weitere Infos folgen.          

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