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Im Jahr 2016 hat der Verwaltungsrat des Verbands der Schweizerischen Gasindustrie VSG entschieden, bis 2030 im gasversorgten Wärmemarkt für Haushalte mindestens 30% erneuerbare Gase anzubieten. Das bedeutet, dass ausgehend von einem stabil bleibenden Gasverbrauch bis 2030 rund 5 Terawattstunden (TWh) erneuerbare Gase geliefert werden müssten. Allen Beteiligten war klar, dass diese Zielsetzung nur mit grossen Anstrengungen und politischer Unterstützung erreicht werden kann. Dies wurde auch gegenüber der Politik stets so kommuniziert.
In einer Studie wurden die Potenziale in der Schweiz detailliert untersucht und die Massnahmen zur Zielerreichung konkretisiert [1]. Das zentrale Ergebnis: Theoretisch verfügt die Schweiz über ausreichend Biomasse, um die notwendige Menge an Biogas zu produzieren. Werden technische und wirtschaftliche Restriktionen berücksichtigt, reduziert sich das Biogaspotenzial auf unter 4 TWh. Eine andere Studie, die von den kantonalen Energiefachstellen in Auftrag gegeben wurde, kommt auf einen Wert von 3,7 TWh [2].
Biogas ist allerdings nur ein Element im Angebot erneuerbarer bzw. dekarbonisierter Gase. Diese umfassen zusätzlich synthetisches Biomethan aus der Vergasung von Holz bzw. aus der Methanisierung von Wasserstoff mit CO2. Ebenfalls dazu zugehören der «grüne Wasserstoff», der mit erneuerbarem Strom produziert wird, sowie der «blaue Wasserstoff», der über CCS (Carbon Capture and Storage)- bzw. CCU (Carbon Capture and Utilization)-Technologien aus Erdgas synthetisiert wird. Dieser blaue Wasserstoff ist nicht erneuerbar, aber dekarbonisiert und wird daher mittelfristig in den nationalen Klimapolitiken eine wichtige Rolle als Übergangstechnologie spielen. Das Potenzial für klimaneutrale Gase in der Schweiz ist daher wesentlich höher als die oft zitierten 4 TWh für Biogas in der Schweiz. Die Empa hat 2019 in einer Studie nachgewiesen, dass das Potenzial für grünen Wasserstoff allein in der Schweiz bei rund 5 TWh liegt [3]. Trotzdem ist klar, dass importierte klimaneutrale Gase in der Strategie der Gaswirtschaft eine zentrale Rolle spielen und entsprechende politische Rahmenbedingungen essenziell sind.
In den letzten zehn Jahren ist die Biogasproduktion in der Schweiz und im Fürstentum Liechtenstein kontinuierlich angestiegen und hat im Jahr 2019 die Menge von 408 GWh überschritten. Noch stärker gestiegen sind die Biogasimporte: 558 GWh waren es 2018, und 2019 gewiss über 600 GWh (Die genauen Daten liegen erst in der zweiten Hälfte 2020 vor.). Dies bedeutet, dass 2019 gesamthaft mehr als 1 TWh erneuerbare Gase in der Schweiz angeboten wurden. Rund 20% der Zielsetzung für 2030 sind also erreicht.
Dieses erfreuliche Ergebnis soll aber nicht darüber hinwegtäuschen, dass der grosse Teil der Arbeit noch vor uns liegt. Die gute Nachricht dabei ist: Mehr als 30 Projekte sind aktuell bei den Gasversorgern in unterschiedlichen Planungsphasen in der Bearbeitung. Die Inlandproduktion wird also auch weiterhin zunehmen.
Auch auf der Angebotsseite ist vieles in Bewegung gekommen. Rund ein Drittel der Gasversorger haben 2019 im Standardprodukt einen Anteil von bis zu 20% Biogas angeboten [4]. In diesem Jahr ist z. B. Wetzikon bereits mit einem Anteil von 30% im Markt präsent. Daneben bieten die meisten Gaslieferanten Produkte mit frei wählbaren Biogasanteilen von bis zu 100%. Von den bestehenden Gaskunden beziehen heute rund 45% Gasprodukte mit einem Biogasanteil [5].
Oft wird behauptet, Biogas wäre gar nicht so ökologisch, wie die Gaswirtschaft dies darstelle. Als Referenz dienen dabei veraltete Daten, die noch immer in den meist genutzten Inventaren (ecoinvent/KBOB) verwendet werden. Im Vergleich zu Erdgas sind diese Werte sehr hoch. Aus diesem Grund hat der VSG über den Forschungsfonds der Schweizer Gaswirtschaft (FOGA) eine vergleichende Ökobilanz zu verschiedenen Heizsystemen erarbeiten lassen [6]. Dabei zeigte sich, dass der Emissionsfaktor für Biogas sich markant verbessert hat. Dies ist hauptsächlich darauf zurückzuführen, dass bei der Vermeidung des Methanschlupfes (Methanverluste auf den Anlagen) erhebliche Verbesserungen erreicht worden sind. Der aktuelle Emissionsfaktor für Biogas liegt bei 68 g CO2/kWh Wärme. Mehr als 50% tiefer als der in den Inventaren publizierte Wert.
Beim Vergleich der Heizsysteme zeigt sich, dass mit 100% Biogas betriebene Anlagen zu den besten überhaupt gehören. Dies stimmt auch unter der Annahme, dass sich bis 2035 die Konkurrenzsysteme verbessern und ausschliesslich mit erneuerbaren Energien betrieben werden.
Die Dekarbonisierung der Gaswirtschaft weiter voranzutreiben, ist mit vielfältigen Herausforderungen verbunden. Diese betreffen sämtliche Bereiche: von der Gasbeschaffung über die Vermarktung bis hin zu den politischen Rahmenbedingungen.
Die Potenziale an Biomasse zur Produktion von Biogas sind gross und wie in der Landwirtschaft noch weitgehend ungenutzt. Dies ist allerdings nicht Grund genug, weitere Anlagen in der Schweiz zu realisieren. In den letzten Jahren wurden die Standorte bzw. Projekte mit tiefen Produktionskosten, die sogenannten «low hanging fruits», weitgehend realisiert bzw. gepflückt. Neue Projekte müssen mit höheren Produktionskosten rechnen. Das schreckt viele durchaus aktionsfreudige Akteure ab, auch wenn die Preise für Biogas im Moment am Steigen sind.
Noch komplexer präsentiert sich die Situation bei den Importen. Aus zollrechtlicher Sicht müssen Produkte am Zoll physisch erfasst werden können. Da dies für importiertes Biogas im gasförmigen Zustand nicht möglich ist, wird es von den Behörden als normales Erdgas behandelt und mit der CO2-Abgabe belastet. Diese Importe können daher auch nicht in der Treibhausgasbilanz der Schweiz berücksichtigt werden. Importiertes Biogas über Zertifikate, aber auch mit parallelem Import der entsprechenden Gasmengen, ist daher politisch und rechtlich nicht anerkannt, obwohl über die entsprechenden Herkunftsnachweise (HKN) bestätigt werden kann, dass die entsprechenden Mengen im Ausland produziert wurden und nun in der Schweiz genutzt werden. Im Strombereich wird dasselbe System schon längst widerspruchslos akzeptiert. Ein grosser Teil des in der Schweiz, insbesondere im Winter, verbrauchten Kohlestroms wird mit günstigen Wasserzertifikaten aus Norwegen zu Grünstrom umgewandelt. Deshalb stellt sich die berechtigte Frage, warum dies bei Gas nicht auch der Fall sein soll. Doch Bundesbern bietet hier bisher nicht Hand.
Wenn erneuerbare Gase flüssig importiert werden, dann erfüllen sie die zollrechtlichen Bedingungen und können grundsätzlich als erneuerbare Gase gehandelt werden. Werden sie als Treibstoff importiert, dann unterstehen sie der Mineralölsteuergesetzgebung und müssen ökologische und soziale Bedingungen erfüllen. Dazu gehört der Nachweis, dass ihre Anwendung zu einer CO2-Emissionsreduktion von mindestens 40% im Vergleich zu fossilem Benzin führt. Zudem dürfen die verwendeten Ausgangsstoffe bei Biogas keinen ökonomischen Wert haben. Mit anderen Worten: Sie dürfen nicht als Nahrungs- oder Futtermittel verwendet werden können. Sind es synthetische Gase, die über die Elektrolyse von Wasser hergestellt werden, muss der verwendete Strom erneuerbar und nicht anderweitig einsetzbar sein. Nur vermeintlich einfacher ist die Situation, wenn erneuerbare Gase als Brennstoff importiert werden. Zwar entfällt die CO2-Abgabe, aber von der Oberzolldirektion (OZD) werden sie als nicht nachhaltige Gase bezeichnet, da aktuell keine weiteren Auflagen bezüglich Produktion bestehen. In der Treibhausgasbilanz der Schweiz können importierte Gase nur dann angerechnet werden, wenn sie den Anforderungen gemäss Mineralölsteuergesetzgebung entsprechen. Und auch diese Bedingung ist nur eine von vielen Auflagen. Bis zur Anerkennung importierter erneuerbarer Gase ist also noch ein langer Weg.
Lange Zeit wollte man in der Politik von den erneuerbaren Gasen nichts wissen. Langsam scheint sich das Blatt zu wenden. Nachdem im Kanton Solothurn das Energiegesetz an der Urne mit 70% Nein-Stimmen deutlich verworfen wurde, begannen nach Luzern weitere Kantone einzusehen, dass die Bürger beim Heizungsersatz zusätzliche Optionen wünschen. Die einfachste Variante, CO2 zu sparen, besteht beim Ersatz von Ölheizungen durch moderne Gasbrenner und unter Verwendung von Biogas oder anderen erneuerbaren Gasen. Der Kanton Luzern war der erste, der dies umsetzte. Leider wählte er dabei ein wenig investorenfreundliches Konzept: Beim Heizungsersatz müssen Zertifikate für 20% des Gasverbrauchs für die nächsten 20 Jahre erworben werden. Dies erhöht die Investitionskosten um rund 30% und blockiert eine erhebliche Menge von Biogas. Sobald die Lager ausgeschöpft sind, können keine weiteren Projekte mehr bewilligt werden. Hinzu kommt, dass die Produktion des Biogases im Kanton Luzern bzw. den angrenzenden Kantonen erfolgen muss. Sinnvollere Ansätze werden nun in den Kantonen Thurgau, Aargau, St. Gallen und weiteren diskutiert. Der Produktionsperimeter ist die ganze Schweiz, und es genügt, wenn ein Vertrag zwischen Hauseigentümer und Gaslieferant vorgelegt wird. Im Kanton Aargau ist die Bedingung erfüllt, wenn der Gasversorger ein Standardprodukt mit 10% erneuerbaren Gasen anbietet. Importierte Gase sind zugelassen, wenn sie an der schweizerischen Treibhausgasbilanz angerechnet werden können.
Auch bei der Revision des CO2-Gesetzes zeigen sich erste Ansätze für eine bessere Integration der erneuerbaren Gase in die Klimapolitik. Für Treibstoffimporteure besteht eine Kompensationspflicht mit inländischen Produkten. In Art. 39 könnte erstmals ein Passus Eingang finden, der die Förderung der Einspeisung von erneuerbaren Gasen ins Schweizer Gasnetz ermöglichen würde. Nachdem in den letzten 15 Jahren einseitig die Stromproduktion aus Biogas gefördert worden ist, ein wichtiger Schritt. Natürlich werden auch die CO2-Grenzwerte für Gebäude den Einsatz von erneuerbaren Gasen fördern. Gasheizungen können so die strengen Anforderungen erfüllen.
Im Rahmen der Diskussionen um die Dekarbonisierung der Schweizer Energieversorgung wird oft vereinfachend postuliert, die Gasversorgung müsse im Wärmebereich eingestellt werden, nur noch diejenigen Industriekunden sollen beliefert werden, die keine Alternative zum Hochtemperatur-Brennstoff Gas hätten. Doch diese Sichtweise greift zu kurz. Verschiedene Studien [7–10] im In- und Ausland haben sich mit der Frage beschäftigt, wie eine dekarbonisierte Energieversorgung volkswirtschaftlich am effizientesten erreicht werden könnte. Alle diese Studien gelangen zum Schluss, dass ein reines Strom-szenario ökonomisch nicht umsetzbar ist. Es braucht die Kombination mit dem Energieträger Gas und die entsprechende Infrastruktur, um die Vorteile der Sektorkopplung nutzen zu können. Strom kann in Gas umgewandelt und dieses später wieder als Strom, Wärme oder Treibstoff genutzt werden. Diese Flexibilität führt dazu, dass die Strominfrastruktur weniger stark ausgebaut werden muss. Eine Studie von Frontier Economics [8] hat die volkswirtschaftlichen Effekte für die Schweiz abgeschätzt. Die Autoren vergleichen darin ein Szenario, das lediglich Gasspeicher nutzt, mit einem Szenario, das auch die übrige Gasinfrastruktur einbezieht. Dabei kommen sie zum Schluss, dass das Szenario mit der Nutzung der gesamten Gasinfrastruktur zu Minderkosten von mindestens 1,3 Mia. Euro pro Jahr führen wird.
Zudem basiert das Gesamtsystem bei einer Kombination Strom/Gas auf einem weiteren Energieträger, was die Resilienz erhöht. Im Gasnetz der Zukunft wird das fossile Erdgas laufend durch erneuerbare und dekarbonisierte Gase ersetzt. Die Strategie der Gaswirtschaft 30/2030 ist ein erster Schritt in diese Richtung, dem weitere folgen werden.
[1] Hanser Consulting (2018): Erneuerbare Gasstrategie für die Schweiz. 30% erneuerbare Gase im Schweizer Wärmemarkt bis 2030
[2] E-Cube Strategy Consultants (2019): Einspeisepotenzial von erneuerbarem Gas in das Schweizer Gasnetz bis 2030
[3] Empa (2019): Potenziale für Power-to-Gas in der Schweiz, Betrachtungen zu Technologien, CO2, Standorten, Elektrizität, Wirtschaftlichkeit und Einsatz in der Mobilität
[4] Energiezukunft Schweiz (2019): White Paper erneuerbare Gase – Ziel 2030: Anteil erneuerbarer Gase 30% im gasversorgten Wärmemarkt für Gebäude, (1) Aktuelle Herausforderungen
[5] VUE (2020): Strom- und Biogasprodukte – Der Markt für erneuerbare Energieprodukte 2018
[6] Carbotech/EBP (2020): Ă–kologische Bewertung von Heizsystemen
[7] Dena (2017): dena Leitstudie integrierte Energiewende
[8] Frontier Economics (2019): The Value of Gas Infrastructure in a Climate-Neutral Europe
[9] Fraunhofer Institut (2012): 100% Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland
[10] Martin RĂĽdisĂĽli, M.; Teske, S.L.; Elber, U. (2019): Impacts of an Increased Substitution of Fossil Energy Carriers with Electricity-Based
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