Industrielle Prozesswärme in einer Netto-Null-Welt – eine mögliche Rolle für Wasserstoff?

Die Verwendung von inländisch produziertem Wasserstoff als Brennstoff für industrielle Prozesswärme ist in den am Energy Science Center der ETH Zürich entwickelten techno-ökonomischen Modellen nicht vorgesehen. Stattdessen wird die industrielle Wärme, insbesondere bei hohen Temperaturen, hauptsächlich durch feste Brennstoffe und Elektrizität bereitgestellt.

Im Jahr 2017 hat sich die Schweiz verpflichtet, bis 2050 ihre Treibhausgasemissionen auf Netto-Null zu reduzieren. Um dieses Ziel zu erreichen, müssen auch Lösungen für Sektoren gefunden werden, die nur schwer auf chemische Energieträger verzichten können. Neben dem Flugverkehr gilt dies vor allem für die Industrie, insbesondere bei der Erzeugung von Hochtemperatur-Prozesswärme.

Gegenwärtig werden etwa 32 Prozent (ca. 12 Terawattstunden pro Jahr) des Energiebedarfs der Schweizer Industrie durch fossile Brennstoffe gedeckt (BFE, 2023; Tabelle 4). Dieser Sektor trägt 23 Prozent der gesamten Schweizer CO₂-Emissionen bei (BAFU, 2022). Ein Team am Energy Science Center der ETH Zürich erforscht in Partnerschaft mit anderen Schweizer Institutionen im Rahmen des SWEET-DeCarbCH Projekts, wie diese Emissionen reduziert werden können. Ein wichtiges Element ist dabei die Modellierung des gesamten Schweizer Energiesystems. So kann bestimmt werden, mittels welcher Brennstoffe und Technologien die Industrie auch in Zukunft Prozesswärme erzeugen kann.

Unsere aktuellen Modelle gehen davon aus, dass der Endverbrauch an industrieller Prozesswärme im Jahr 2050 in etwa auf dem heutigen Wert von 20 Terawattstunden pro Jahr bleiben wird. Welche Technologien zur Bereitstellung dieser Wärme eingesetzt werden, hängt von der benötigten Prozesstemperatur und natürlich von der wirtschaftlichen Wettbewerbsfähigkeit der Technologie ab. Industrielle Prozesse haben eine grosse Bandbreite an Temperaturanforderungen, von 80 bis weit über 1000 Grad Celsius für die Zementherstellung. Es hat sich als schwierig erwiesen, die tatsächliche Temperatur, bei der der Prozesswärmebedarf auftritt, genau zu bestimmen. Daher gehen wir für die aktuelle Modellierung vereinfachend davon aus, dass 25 Prozent, 25 Prozent und 50 Prozent des Endverbrauchs (ohne Zementherstellung) in den drei Temperaturbereichen unter 100 Grad Celsius, zwischen 100 und 200 Grad Celsius bzw. über 200 Grad Celsius anfallen.

Bei unter 100 Grad Celsius sind Technologien wie die Solarthermie und die Tiefengeothermie technisch geeignet. Für Temperaturen im mittleren Bereich, 100 bis 200 Grad Celsius, können die oben genannten Quellen durch eine industrielle Wärmepumpe ergänzt werden, um die angestrebten Temperaturen zu erreichen. Alternativ können Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) Prozessdampf erzeugen.

Hochtemperaturprozesse (weniger 200 Grad Celsius) erfordern Verbrennungsprozesse oder aber Widerstands-Heizungen, die Strom direkt in Wärme umwandeln. Für die Zementherstellung kommen nur Verbrennungsprozesse in Frage. Als Brennstoffe stehen prinzipiell Gase (Methan, Wasserstoff), Flüssigkeiten (Heizöl) und Feststoffe (Kehricht, Holz, Klärschlamm, Kohle) zur Verfügung.

Das ETH Zurich Team hat eine grosse Zahl von Szenarien berechnet, um den Lösungsraum für die Bereitstellung von Prozesswärme in Netto-Null-Szenarien zu untersuchen. Wir definieren die Szenarien auf der Grundlage von drei Randbedingungen: dem Zielwert der zulässigen CO₂-Emissionen (x-Achse: +24 MtCO₂/a bis 0 MtCO₂/a), der Frage, wie gut die Schweiz mit Europa vernetzt ist (Together vs. Alone), und dem Ausmass, in dem technologische Innovationen – wie z.B. die Geothermie – aufgegriffen werden (Conservative vs. Innovative).

In der obigen Abbildung ist die im Jahr 2050 erzeugte industriellen Prozesswärme dargestellt. Diese ist über die drei o.g. Temperaturbereiche summiert und gemäss den verschiedenen Wärmequellen aufgeteilt. Die erste Beobachtung ist, dass der Anteil der verschiedenen Quellen in etwa gleich hoch ist, d. h. es gibt keine einzelne, die eindeutig dominiert. Bei hohen CO₂-Zielen – wo fossile CO₂-Emissionen noch erlaubt sind – gibt es einen grossen Anteil an gasförmigen Brennstoffen, wobei es sich meist um fossiles Methan handelt. In Richtung Netto-Null-Emissionen findet eine Verlagerung hin zu festen Brennstoffen (d. h. Abfall und Holz) und zu Strom statt. Wenn Geothermie in den innovativen Szenarien verfügbar ist, liefert sie eine beträchtliche Wärmemenge im niedrigen Temperaturbereich von weniger als 100 Grad Celsius. In den konservativen Szenarien, in denen Geothermie als Technologieoption nicht vorkommt, wird diese Rolle von der Solarthermie übernommen.

Die Kategorie der gasförmigen Brennstoffe liefert auch in einem Netto-Null-Szenario noch etwa fünf Terrawattstunden pro Jahr; der Anteil von Wasserstoff ist jedoch verschwindend gering, die wichtigste Quelle ist Methan, sowohl als importiertes fossiles Erdgas als auch als Biomethan. Die Verfügbarkeit von Biomethan hängt allerdings von einer starken Zunahme der Nutzung von Gülle für die Biogaserzeugung ab. Eine Erklärung für den geringen Anteil von Wasserstoff ist dabei, dass der Pfad über die Elektrolyse und eine anschliessende Verbrennung deutlich mehr Strom erfordert, als wenn dieser direkt in einer Widerstandheizung genutzt wird.

Zusammengenommen deuten diese Ergebnisse darauf hin, dass heimischer Wasserstoff in künftigen industriellen Hochtemperaturanwendungen eine geringe Rolle spielen wird. Dieses Ergebnis hängt vor allem mit der Verfügbarkeit alternativer Optionen zusammen. Dafür ist es aber auch nötig, dass solche inländischen chemischen Energieträger wie Bio-Methan, Holz oder Kehricht primär für Hochtemperatur-Anwendungen verwendet werden – und nicht für die Erzeugung von Raumwärme und Brauchwasser. Importierter Wasserstoff könnte jedoch in Zukunft eine wirtschaftlich wettbewerbsfähige Option sein; es bleibt jedoch abzuwarten, wie Europa seine Wasserstoffinfrastruktur entwickelt und inwieweit die Schweiz sich diesem Netz anschliessen kann.

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