EBL bei Biomasse grosse Klasse

4.12.03 Erstmals entscheidet sich eine ganze Region für ein gemeinsames Biomasse-Energie- und Verwertungskonzept – unter Federführung der Elektra Baselland (EBL).
 

27.5.03: Wie die Umweltdirektion die Pläne für eine Biogas-Anlage verpatzte weiter

LIESTAL. Immer mehr Baselbieter beziehen ihre Heizwärme aus dem Wald, wenn sie an einem Biomasse-Nahwärmeverbund der Elektra Baselland (EBL) angeschlossen sind. Nun gibt die EBL auch beim Biogas Gas: in einer ersten Phase sollen über elf Millionen Franken für zwei Biogas-Anlagen in Pratteln sowie Ormalingen aufgewandt werden, eine weitere in Riehen. Zur Finanzierung werden jeweils gemischte Trägerschaften gesucht werden, jeweils mit starker Unterstützung der Energieversorgerinnen. Koordiniert werden diese Vorhaben unter dem Dach einer in Gründung befindlichen „Biomasse Nordwestschweiz AG“, deren massgeblichen Anteile durch die Elektra Baselland einerseits, und durch die Industriellen Werke Basel (IWB) gehalten werden. Damit vertiefen IWB und EBL ihre anfänglich Partnerschaft (nach dem Geothermieprojekt in Basel) im Energiegeschäft noch.

Grünabfuhr in Gemeinden interessant

Aus Abfall, dies ist ein Vorteil von Biogasenergie, soll neue „Power“ werden: Die angekündigte Biogasverwertung macht die Grünsammlung in Gemeinden hinreichend interessant. Da die Verwertungskosten pro Tonne mit 140 Franken pro Tonne deutlich günstiger liegen als die Beseitigung ungetrennt eingesammelter Abfälle in der Kehrichtverbrennungsanlage (KVA) Basel, wird die eine Grün-Separatsammlung im Interesse ökonomisch denkender Einwohnerinnen und Einwohner sein.

Basler Doppel-Pionierschritt bei gleichzeitig bewährter Technik: Die Biogastechnik als solche gilt als bewährt und erprobt. In der Schweiz existieren etwa zehn Biogasanlagen, eine der grössten steht in Lyss im Berner Seeland, wo auch schon entsprechende Ökostrom- und Biogasenergie wirtschaftlich erfolgreich abgesetzt werden. Aber in keiner Zweiten Region organisiert man sich auf so koordinierte Art über Kantons- und Gemeindegrenzen hinweg, wie es unter Führung von sozusagen „Graswurzel“-Akteuren in der Nordwestschweiz vorgesehen ist. Technologisch ist der Anschluss an die neuste Technik gewährleistet: Europaweit sind Biogasanlagen deutlich im Kommen, aufgrund der Förderung der EU. Hier reichen die Dimensionen bis zu Anlagen, die zur Versorgung von Kleinstädten ausreicht.

„Commitment“ statt Kartellbetrieb

„Wir fühlen uns den Einwohnerinnen und Einwohnern der Region verpflichtet“, sagt EBL-Geschäftsführer Urs Steiner. Seit knapp einem Jahr am Ruder der EBL, legt er mit seinen Plänen, die vorgestern der EBL-Verwaltungsrat absegnete, ein „Commitment“ für eine Energiewende ab, die er in zwanzig bis dreissig Jahren für denkbar hält. „Mit Geothermie und Biomasse haben wir den Weg in eine zukunftssichere Energieversorgung eingeschlagen.“ Statt „Kartell“ so Steiner, soll mit dem neusten Projekt das „Commitment“ zur Region und zur möglichst ökologischen Versorgung von Heizwärme und elektrischen Dienstleistungen deutlich werden. Steiner: „Die EBL ist seit über zehn Jahren an der Arbeit.“

Im 2004 volle Kraft voraus

Der EBL-Geschäftsfeldleiter Beat Andrist war positiv überrascht von der warmherzigen Aufnahme seiner Pläne, die er in den angesprochenen Kreisen vorfand: „Wir haben ein halbes Jahr Gespräche mit allen möglichen Interessierten geführt.“ Entscheidend ist eine gelingende Zusammenarbeit mit der Stadt, speziell mit Riehen, das bereits seit längerem in dieser Sache „mit den Hufen scharrt.“ Andrist macht dabei die Notwendigkeit überregionaler Zusammenarbeit klar: „Wir brauchen so grosse Mengen von Grünabfällen, dass nur eine Zusammenarbeit über die Grenzen und Regionen hinweg wirtschaftlich sinnvoll ist.“

Biomasse – PS aus dem eigenem Boden

In Form von gewaltigen Holzernteüberschüssen, Gülle und Grünabfällen aus Haushalten, Gewerbe und Grossküchen stehen einheimische Energieträger schon lange zur Verfügung, wurden aber als nebensächlich angesehen. Der drohende Treibhaus-Effekt, die Abhängig vom Erdöl vorab aus den Weltkrisenzonen, aber auch die Rückbesinnung auf eigene Ressourcen, weckte zuerst bei den Kritikern des heute eingeschlagenen Weges, heute aber auch zunehmend bei den Entscheidungsträgern Interesse. Seit etwa zehn Jahren forciert die Elektra Baselland (EBL) etwa Nahwärmeverbunde, die mit Waldholz befeuert werden. Neu wendet man sich der Biomasse zu: Läuft alles planmässig, soll nächstes Jahr bei der Kläranlage Ara Rhein in Pratteln eine Anlage für 10'000 Tonnen Jahreskapazität errichtet werden bei Kosten von zehn Millionen. Sie wird für das regionale Erdgasnetz Biogas erzeugen – aber auch um den Erdgasfahrzeugverkehr in Richtung Ökologie umsteuern zu helfen. Dies ist ein starkes Anliegen der IWB-Geschäftsführung unter Eduard Schumacher. Eine zweite, kleinere Anlage zur Biomasse-Verstromung ist in Ormalingen beim existierenden Nahwärmeverbund vorgesehen, hier vorab zur Verwertung der landwirtschaftliche Gülle. Die Anlagenabfälle sind schliesslich als landwirtschaftlicher Dünger gesucht.

Hitzewelle drosselt Europas Atomstromproduktion

Basel, 13.8.03 Die Hitzewelle hält Europas Atomstromproduktion im glutheissen Griff. Ostdeutschlands Braunkohle hilft aus. Die Schweiz macht in Deutschland und Frankreich Geschäfte.

Paris/Brüssel/Basel. Dass hat es noch nie gegeben, dass die „Grande Nation“ mit ihrem Stolz, dem nuklearen Kraftwerkspark, aus Ostdeutschland gewöhnlichen Braunkohlestrom beziehen musste, deren Energiegehalt mit Stroh vergleichbar ist. Aber ohne Braunkohle würden Blackouts drohen. Die anhaltende Hitzewelle zwang die Electricité de France (EDF) gestern weitere 4000 Megawatt abzuschalten, abgesehen von den bereits zwölf, teils regulär, teils vorzeitig abgedrehten von insgesamt 56 Atommeilern. Nötig wird dies, weil die Werke ihren enormen Kühlbungsbedarf aus laufend trockneren Flüssen schöpfen müssen, und damit deren Ökosysteme aufs Höchste gefährden.

Auch in Süddeutschland mussten Atomkraftwerke gedrosselt werden, um eine Überhitzung der Gewässer zu verhindern. Im Rhein-Maingebiet sind einige grössere Kohlekraftwerke in der Leistung vermindert worden. Dafür läuft die ostdeutsche Braunkohleproduktion, zum Beispiel in der Lausitz, auf Hochtouren. In Italien, dass normalerweise ein Sechstel seines Strombedarfs – via Schweiz – aus Frankreich importiert, wuchs der Bezug in den letzten Sommern gigantisch. Vor zwei Jahren betrug die maximale Sommernachfrage etwa 53'000 Megawatt in diesem Jahr sind es 55'000. Hervorgerufen wahrscheinlich durch die Inbetriebnahme von zahllosen Klimageräten. Hier führten vorab die austrocknenden Gewässer zu ausserordentlichen Engpässen, weil die Flusskraftwerke deutlich weniger Strom erzeugen als gewohnt. Schliesslich musste durch vorsorgliche Abschaltungen die Stabilität der landesweiten Stromversorgung geschützt werden.

Schweizer Werke nur am Rande von Hitze betroffen

Die Schweizer Atomkraftwerke sind nur am Rande von Notabschaltungen betroffen. Sie werden im Sommer ohnehin traditionellerweise gewartet, wie jetzt Mühleberg und Leibstadt. Kleinere Drosselungen gab es aber allerdings. Von der knappen europäischen Versorgungslage profitiert die Schweiz mit ihren hochalpinen Speicherkraftwerken. Teilweise auch von den, wo möglich auf Hochtouren laufenden AKW, die für den Export und den erhöhten Eigenbedarf produzieren. Ein Vorteil für die Schweizer Kraftwerke: Die Gluthitze schmilzt derzeit im Rekordtempo Gletscher und füllt damit die Speicherpumpwerke schneller als gewohnt. Sogar der Rhein schwillt messbar deshalb an. Während die Netze in Richtung Süden derzeit ohnehin „glühen“ und keine zusätzlichen Kilowattstunden transportiert werden können, eröffnet sich der Branche insbesondere Frankreich und Deutschland als dankbarer, zusätzlicher Absatzmarkt.

Herkömmliche thermische Kraftwerke, Steinkohle oder eben Atomkraftwerke, müssen stets gekühlt werden um deren Betriebssicherheit zu gewährleisten. Der Bund der Energieverbraucher errechnete, dass in Deutschland pro Haushalt täglich 500 Liter Kühlwasser benötigt werden. In der Schweiz dürfte dieser Anteil rechnerisch weniger als die Hälfte davon betragen. Thermische Kraftwerke wie Atomkraftwerke verwandeln nur eben ein Drittel zu effektiver Elektroenergie, der Rest geht bei den Umwandlungsprozessen verloren und wird an die Atmosphäre als Dampf oder eben, als aufgeheiztes Kühlwasser „entlastet“.

Er könne derzeit „gut schlafen“, sagt Jacques Piasko Chefhändler der Zürcher EGL (Elektrizitätsgesellschaft Laufenburg), einer Tochter der Axpo, einer führenden schweizerischen Stromhändlerin. Während die Sommerhitze hierzulande einigermassen geruhsam abgewickelt werden kann, führte sie an den europäischen Strombörsen zu teilweise hektischen Aktivitäten. Dabei erzielen diese noch jungen Marktplätze laufend neue Rekorde. Dennoch bewegen sich die Preise auf einem Niveau, dass den Bau neuer Kraftwerke immer noch uninteressant erscheinen lässt. Trotz Sommerhitze und längeren Trockenperioden wie in Skandinavien, messen die europäischen Stromstatistiker genügend Reservekapazitäten. Für ein bisschen Kitzel sorgt die Tatsache, dass seit der Marktöffnung die Werke ihre Kraftwerkskapazitäten zu Geheimsachen erklärten und niemand präzise weiss, wie viel abrufbare Kapazitäten wirklich vorhanden sind.

Strompreisrekorde an den Börsen

Basel. „Die Strombörsen geben sogar ein sehr reales Abbild der Stromversorgungslage wider“, wehrt sich Jacques Piasko, Chefhändler der Zürcher EGL, für das Geschehen an den europäischen Strombörsen. Piasko amtiert gleichzeitig als Börsenrats-Präsident der European Energy Exchange (EEX) in Leipzig. Die derzeitige Stromknappheit, hervorgerufen durch Hitze und Dürre, spiegele sich demnach „real“ an den Börsenpreisen. Da jagten sich die Rekorde in den letzten Wochen. Abgesehen von Spitzenwerten, schwanken diese Woche die Preise EU-weit zwischen 5 bis 66 Euro-Cent/Kilowattstunde. Der SWEP, der Schweizer Indices, misst zwischen 7 bis 26 Euro-Cent. Für Piasko geben diese Preise die realen Verhältnisse bei der Preisbildung für Elektrizität wider. Daran wird in Deutschland gezweifelt, wie eine eben veröffentlichte Umfrage des Berliner Strom-Beratungsbüros LBD ergab. Beteiligt waren etwa 50 von angefragten 400 Stadtwerken. Sicher ist, dass die Börsenpreise den Elektrizitätswerken untereinander Signale über den „Wert“ ihres Stroms vermitteln. Teilweise werden auch Lieferverträge mit Preisbildungskomponenten abgeschlossen, wo die Strombörsen-Indices eine Rolle spielen. Generell aber ist in Europa, wie weltweit, Strom nach wie vor ein regionales, langfristig abgesichertes Versorgungsgeschäft, das nur bedingt durch Börsenindices beeinflusst wird. Kraftwerke werden dort gebaut, wo der Strombedarf herrscht und wird – trotz Markt – mehrheitlich tarifmässig geliefert. Nur bei Engpässen greift man auf die Reserven des Nachbarn zurück. Alleine die Schweiz spielt hier eine herausragende Rolle als bedeutende Netto-Exporteurin, als Drehscheibe insbesondere von Frankreich, Italien und, bedeutend geringer, Deutschland.

Atomunfall ist grösstes Umweltrisiko

UMWELT-RISIKEN / Als einziger Kanton verfügt Solothurn seit 1996 über eine Studie seiner Risiko-basierten Umweltgefahren. Die Enqueteergebnisse blieben bis heute unbeachtet.

12.5.03 LIESTAL. Über 100 Aktivitäten untersuchte eine Umweltrisiken-Enquete des Solothurnischen Amtes für Umweltschutz Mitte 90er Jahre auf ihre potentiellen Bedrohungen hin (Umwelt-Risiko-Bewertung für den Kanton Solothurn, Reihe „Berichte“, Nr. 25). Deren 1996 publizierte Daten sind unvermindert aktuell, wenn auch nirgends nachhaltig diskutiert. Fazit: So ziemlich alles, was mit dem Energieverbrauch in Verbindung steht, kann als bedrohlich gewertet werden, sei es kurz-, mittel- oder langfristig – die zweitgrösste Umweltgefahr: „gewöhnliches Handeln“ wie z.B. Raumzersiedelung durch Wohnen und überbordende Automobilität. Der alles überragende Katastrophenzustand träte bei einem Störfall im Atomkraftwerk Gösgen ein. Dieses Ereignis gelangt mit 288 Bewertungspunkten nahe an das heute maximal denkbare kantonale, „theoretische Katastrophenmaximum“ von geschätzten 370 Punkten. Das nächstkleinere Umweltrisiko bildet erst der Individualverkehr mit 134 Vergleichszählern. Hintergrund für die Umweltstudie war die Frage: „Welche Tätigkeiten in welchem Ausmass Umweltgefährdungen und Umweltkosten zur Folge haben.“

Der 1996 amtierende Vorsteher des Umweltamtes Franz Adam fürchtete, dass „die grössten Umweltrisiken vom Energieverbrauch im Kanton, bzw. vom nicht-nachhaltigen Umgang“ mit den nicht erneuerbaren Ressourcen, ausgehen. Dabei stünden nebst den nuklearen die fossilen Energieträger, wie Erdöl und Erdgas, im Vordergrund. Brisante Forderung der damaligen Arbeitsgruppe Umwelt-Risiko-Bewertung: Für die 44 erstrangierten Aktivitäten bedeutet dies, dass „über die heutige rechtliche Regelung hinaus Massnahmen (z.B. Vereinbarungen, Vorschriften) nötig sind“, um Risiken weiter zu vermindern oder zu vermeiden. Zu brisant –davon war seither kaum noch die Rede. Abgesehen auch davon, dass die Studie selbst mehr oder weniger klanglos nach Erscheinen in der Versenkung erschien.

Was die Umweltrisiken-Studie möglicherweise ungenehm machte, war das gleich mehrfache Benennen von Nuklearrisiken am Standort Solothurn: Zum einem dessen enormes Katastrophenpotential, zum anderen die Risiken durch den Transport der Kernbrennstoffe zur Wiederaufbereitung bzw. deren gewöhnliche Beschaffung. Was den „Normalbetrieb“ des nuklear befeuerten Boilers angeht, so rangiert dieser auf der Skala der grössten Bedrohlichkeiten zwischen den Auswirkungen der Zementherstellung (kantonale Bewertung, Platznummer 21) und „konventionellem, gewerblichen Gartenbau“ (Platznummer 23).

Dabei geht die vorgelegte Enquete mit den Risiken fossiler Energieträger (Gas, Erdöl, Kohle) ähnlich hart zu Gericht wie mit den radioaktiven: Die im engeren und weiteren Sinne wahrgenommenen Gefahren im Kanton wurden als gravierend bewertet. Das insgesamt verblüffende Ergebnis der Solothurner Studie ist aber: Die Büchse der Pandora wird vielfach durch "ganz gewöhnliche" Tätigkeiten geöffnet. Sei es der Verbrauch von Naturreichtümern bzw. Ressourcen, die Schädigung der menschlichen Gesundheit durch Emissionen, die nachhaltige Verwüstung der Bodenfruchtbarkeit, das Zerstören von natürlichen Umweltnetzen (verknüpften Biotopen), der Eintrag von über 100'000 Industriechemikalien ins Gewässer, Luft und Atmosphäre. Die Haushalte heute, so eine weitere, ebenso unpopuläre wie unbequeme Erkenntnis, sind mittel- und langfristig zur wahren Bedrohung ihrer selbst geworden – gesucht bleiben Politikerinnen und Politiker, die die Routineverdrängung zu durchbrechen trauen.

Erdwärmeherd der Schweiz

17.6.03 Beide Basel planen das erste Geo-Heizkraftwerk der Welt. Die EBL und das Baselbiet wollen neu rund zehn Millionen ans 80-Millionen Projekt geben. Denn geologisch ist die Regio der favorisierte Erdwärmeherd Nr. 1 des Landes.

Liestal. „Unter erneuerbaren Energien nimmt die geothermische Stromproduktion eine zentrale Stellung ein“, sagte Regierungspräsidentin Elsbeth Schneider am Dienstag in Liestal. Die EBL (Elektra Baselland) orientierte dabei über das neue Geo-Heizkraftwerksprojekt, das in Basel vorangetrieben wird. Umweltdirektorin Schneider versprach 3,2 Millionen Franken an das Vorhaben zu geben. Es erfülle „verheissungsvolle Optionen“. Es gehe um eine „möglichst rasche und gute Förderung in den Markt.“ Zunächst muss Schneiders Vorahben noch vom Regierungsrat und vom Landrat bewilligt werden.

Dagegen hat in einer begeisternden Stimmung die EBL bereits eine Kreditzusage von 6,4 Millionen Franken getroffen. Gemäss EBL-Geschäftsführer Urs Steiner erfülle die Oberbaselbieter Energieversorgerin den politischen und „verfassungsmässigen Auftrag“, den die Bevölkerung stelle. So hat die EBL soviel finanzielle Mittel hat wie noch nie in ihrer jüngeren Geschichte für ein erneuerbares Energien-Projekt bereitgestellt. Finanziert wird der Zuschuss aus der ertragsstarken Unternehmensbilanz bei gleichzeitigen, im landesweiten Vergleich tendenziell günstigen allgemeinen Stromtarifen. Urs Steiner, in den 80ern Absolvent des ersten transdisziplinären Muttenzer Studiengangs „Nachdiplom-Studiums Energie“ bei Werner Traber, gab sich gewiss, dereinst auch auf heimischen Boden das eine oder andere Geo-Heizkraftwerk zu installieren.

Der in der Szene als „Mr. Deep Heat Mining“ bekannte Markus Häring war einer der ersten, der an Erdwärmekraftwerke glaubte. "Deep Heat Mining" steht für Tiefenbohrungen. Markus und sein Bruder Christoph Häring (Pratteln) entwickelten das nun spruchreife Projekt, gemeinsam mit Werner Schweighauser (Muttenz) Anfang Mitte der 90er. Bezuschusst vom Basler Energieabgabenrappen, vom Bund, sowie diversen Stiftungen und Förderfonds brachten sie zwei Probebohrungen am Standort Weil-Otterbach nieder. Eine scheiterte, die zweite gelang. Häring äusserte sich über die Probenahme der erfolgreichen Bohrung überaus zufrieden. Nach dem Stand der Dinge sei die Region am Südende des Oberrheinischen Grabens mehr als geeignet für die Erdwärme (Geo-thermie).

Häring geht dabei - anders als z.B. bei Wärmepumpenanlagen, wie etwa in Riehen -, von neuartigen Voraussetzungen aus, um das Projekt auch wirtschaftlich interessant darzustellen. Mittels konventioneller Tiefenbohrtechnik wird das Gestein in etwa 4500-5500 Meter angebohrt. Schliesslich wird Wasser herabgepumpt zur begrenzten Zerklüftung des Untergrunds – es wird damit sozusagen zum Wärmetauscher. Dem heissen Wasser wird in der Kraftwerksstation an der Oberfläche die Abhitze entzogen für eine Stromturbine sowie einen Fernwärmeanteil, und zurückgepresst. Sozusagen wie ein konventioneller Heizkreislauf, nur sehr viel grösser. Dies geschieht nahezu emissionsfrei und bei nur geringem Eigenenergieaufwand. Geothermische Energie ergänzt die Palette erneuerbarer Energien (Effizienztechniken, Solar, Biomasse, Wind) durch seinen Grundlast-Faktor, was soviel heisst wie, dass das Kraftwerk eine mehr oder weniger fest einrechenbare Grösse an Energie abgibt, auf die eine Energieversorgung als Ganzes aufbauen kann.

Nach derzeitigen Berechnungen kostet der Geo-Strom schliesslich 15-20 Rappen (pro Kilowattstunde, üblicher Verrechnungseinheit), ungefähr die Grössenordnung von neuen Wind- oder Wasserkraftanlagen. Zur Vollendung des Vorhaben sind 80 Millionen Franken nötig. Die erste Tranche von 40 Millionen wird für weitere Sondier- und schliessliche Zerklüftungsbohrungen benötigt. Die zweite für Förderkanäle und die eigentlichen Kraftwerksbauten, die in Kleinhüningen vorgesehen sind. Die EBL erhält proportional zu ihrem Engagement einen Teil der Stromproduktion. Gerechnet wird mit einer Vollendung ca. 2007/8. Weitere Stationen könnten dann, dank Know-how-Gewinn, für etwa 56 Millionen gebaut werden. Allerdings können unvorhergesehene Schwierigkeiten auftauchen, z.B. im wenig bekannten Untergrund. Daher wurden die Projektkosten in den letzten fünf Jahren auch bereits mehrfach nach oben korrigiert. Häring und Steiner räumen übereinstimmend ein, trotz vieler zuversichtlich stimmender Grundlagen, das Basler Vorhaben ein bis dato einmaliges, aber eben auch gewissermassen Risiko-behaftetes Unterfangen bleibt. Für das Vorhaben konnte im übrigen Basels alt Regierungsrat und als "Macher" bekannte Christoph Stutz gewonnen werden, der die Projektfederführung übernahm.

Vom Weltraum auf den Boden der Realität

Die Brennstoffzellentechnik ist auf dem Weg – und der ist noch lang. Dies ist das Fazit nach zwei Jahren Anwendung in beiden Basel. Optimistisch ist der Gasverbund in Arlesheim, der mit Sulzer Hexis eine schweizweite Kooperation einging.

Münchenstein. Ende und Anfang Brennstoffzellen-Zeitalter bei der Elektra Birseck (EBM): Vorgestern holte ein Radlader die Stationäranlage ab, drei Jahre früher als geplant, weil (zu) teure Reparaturen angefallen wären. Thomas Wälchli, Geschäftsführer EBM Energie AG sagt: „Unsere Ergebnisse zeigen: Es bleibt viel zu tun. Es ist ein Anfang. Es ist eine von acht Testanlagen weltweit, das war klar.“

Bei der EBM-Zelle handelte es sich um eine des Typs PEM (Proton Exchange Membrane) mit 250 Kilowatt (für etwa 50-60 Haushalte) der kanadischen Ballard (an ihr beteiligt ist u.a. DaimlerChrysler) und der französischen Alstom. Die EBM schenkte sich die Anlage aus Anlass ihres 100 Jahr Jubiläums. An sich sollte sie ernsthaft in einer Wohnsiedlung getestet werden, wie 1997 mitgeteilt wurde, was aber entfiel, weil sich die Anwohner skeptisch zeigten. Zum Glück, wie sich heute herausstellt.

Im Sommer vor zwei Jahren wurde sie dann auf dem Münchensteiner Areal platziert. Als dritte von weltweit neun Anlagen diesen Typs, der zweiten europäischen (nach Berlin). Dabei wurde sie fortgesetzt betreut von mindestens zwei Technikern der Alstom Ballard. Insgesamt war sie 2500 Stunden in Betrieb – von denkbaren 16'000 in zwei Jahren. Ihre Verfügbarkeit betrug 60 Prozent.

Mit diesen Ergebnissen ist die PEM-Zelle also meilenweit von einer kommerziellen Anwendung entfernt, zumal die Kosten eher noch steigen dürften. Als diesen Sommer unerwartet grosse Reparaturen fällig wurden, verzichtete die EBM auf ein weiteres Engagement und beendete den Pilotversuch vorzeitig.

Die EBM betreute neben ihrer eigenen Anlage auch jene in Birsfelden, die erste Feldversuchszelle der Schweiz. Von der Grösse ist sie mit dem EBM-Kraftpaket vergleichbar. Die Zelle der amerikanischen Herstellerin ONSI (von „on site“, etwa: vor Ort) hatte die Nahwärmeversorgerin AEB (Alternativenergie Birsfelden) aus Pioniergeist ans Netz gehängt. Sie ist vom Typ PAFC (Phosphoric Acid Fuell Cell), der als weniger anfällig gilt als der Typ PEM, die wiederum in Zukunft als günstiger herzustellen gilt. Die PAFC-Zelle braucht weniger hochreines Wasserstoffgas als die PEM, was sie bedienungsfreundlicher macht. Wälchi äussert sich zufrieden über deren Wirkungsgrade. Aber eine grössere Abnutzung als angenommen ist absehbar. So wird sich auch hier die Frage nach einer Demontage stellen, sobald die nächst grössere Reparatur fällig ist. Thomas Wälchlis Fazit, wenn er die Brennstoffzelle für die dezentrale Energiegewinnung einschätzen soll: „Bis auf weiteres bleiben die konventionellen, und stets noch entwickelbaren Erdgasstationärmotoren für die Wärmekraftkopplung unübertroffen und kostengünstig.“

Einen anderen Weg schlugen die Energiefachstelle Basel und die Industriellen Werke Basel (IWB) ein, die eine SOFC-Zelle (Solid Oxid Fuel Cell) der Sulzer Hexis seit 1998 in der Praxis testeten (in der Heizunganlage der Handelsschule).

Nach erfolgreichen Versuchen wurde diese kürzlich demontiert. Hier geht es um Anlagen, die zur Energieversorgung eines Einfamilienhauses ausreichen – sie sind also deutlich kleiner als die Baselbieter PEM- und PAFC-Zellen.

Aber die Inbetriebnahme von Vorserien-Zellen des gleichen Typs als Serviceangebot der IWB verzögerte sich um bisher zwei Jahre, wie es damals von Sulzer und den IWB gegenüber der BaZ angekündigt worden war. Eben erst ging die Vorserien-Hexiszelle der Schweiz in Olten ans Netz, in einer Aktion des dortigen Aare Energie AG (Tochter des Stadtwerkes Olten und der Aare-Tessin AG) sowie der Gasverbund Mittelland AG (GVM), Arlesheim. Vor drei Wochen teilte GVM-Direktor Hans Wach erstmals mit, dass sich der GVM und die Sulzer Hexis auf eine gemeinsame Vertriebskooperation verständigt hätten. GVM ist das Verteilunternehmen von einer Reihe von Stadtwerken, darunter Basel.

Beim badischen Nachbarn, der EnBW in Stuttgart funktioniert seit einem Dreivierteljahr eine der Hexis-Kraftwerkszellen zufriedenstellen, wie es heisst, die Teil ist des auf etwa 400 Exemplare weltweit ausgelegten Vorserientests des Winterthurer Pionierunternehmens.

Auch Basel hat bereits eine solche Vorserienzelle - die aus technischen Gründen bisher nicht in Betrieb genommen werden konnte. Rohranschlüsse passen nicht aufeinander. Ausserdem wollen die IWB abklären, wer für den Mehraufwand zuständig ist. Sulzer Hexis-Marketingleiter Harald Raak verspricht: „Wir kümmern uns darum, dass die Zelle in den nächsten Wochen ans Netz kann.“

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Mehr über die Anfänge weiter

Stromgewinnung als Poker der Energie-Lieferanten

14.05.02 Die Erdgaswirtschaft könnte umweltfreundlich leicht soviel Strom erzeugen wie die Stadt Solothurn konsumiert. In Arlesheim soll ein Anfang gemacht werden. Nun gibt es um diese sogenannte „Entspannungsmaschine“ energiewirtschaftliche Spannungen.

Arlesheim. Sogenannte „Erdgasexpansionsanlagen“ könnten in der Schweiz umweltfreundlich pro Jahr soviel Strom produzieren wie die Stadt Solothurn vom Netz zieht. Dazu wären bereits existierende, technisch nötige Druckreduktionsanlagen umzubauen. Die Grössenordnung errechnete Werner Müller, Mitarbeiter des Ingenieurbüros Dr. Eicher + Pauli AG in Liestal. Insgesamt 74 solcher Anlagen laufen in Deutschland, Italien und Holland. Als erstes Schweizes Vorhaben soll in Arlesheim eine Umrüstung zum Kraftwerk stattfinden. „Wir planen das“, bejaht Hans Wach, Geschäftsleiter der „Gasverbund Mittelland AG“ (GVM).

Mit der Verpuffung von Druckreduktions-Hitze (siehe Kasten) soll in beiden Basel Schluss sein, legte der Verwaltungsrat der GVM fest. Dies bestätigt Eduard Schumacher, Geschäftsleitungsvorsitzender des Stadtversorgers Industrielle Werke Basel (IWB) sowie Verwaltungsrat GVM. Die GVM in Arlesheim sind ein Gemeinschaftsunternehmen Schweizer Stadtwerke mit den (IWB) als massgeblichem Teilhaber sowie als grösster Einzelabnehmerin.

„Energietechnisch ein begrüssenswerter Schritt für die Schweiz und für das Baselbiet zur Stromerzeugungspolitik“, lobt Felix Jehle, Fachmann des Amtes für Energie und Umwelt Basel-Landschaft. Die Landschaft, mit ihrer verschwindend geringen Stromerzeugungsbasis, hat die dezentrale Energietechnik, Kleinkraftwerke aller Art und Antriebstechniken, schon lange auf ihre Fahnen geschrieben. Mit der Grösse der Leistungsklasse von etwa drei Megawatt (=3000 Kilowatt) wäre das Arlesheimer Vorhaben sozusagen eine Art Eigenerzeugungs-Flaggschiff, und das lediglich durch Abwärme.

In Widerspruch zum publizitätsträchtigem Charakter der Strommaschine, geben sich die Beteiligten zugeknöpft, so wie Hans Wach (GVM): „Wir handeln derzeit die näheren Konditionen aus. Im Moment können wir leider nicht mehr sagen.“ Hintergrund dafür ist ein „Powerplay“ zwischen der Erdgas-Fraktion auf der einen, und der Stromwirtschaft auf der anderen Seite. „Vielleicht“, sagt ein Beteiligter vorsichtig, „sollte man es besser ein Austesten der maximalen Möglichkeiten zwischen Strom und Gas sehen.“

Die Erdgaser als Entspannungsstrom-Pioniere wollen die Kosten für ihr Vorhaben möglichst den, im Streitfall gesetzlich verpflichteten, Stromern auferlegen. Die weisen dies Ansinnen entschieden von sich. Das kommt so: Die GVM plant ihre Eigenstromerzeugung durch die Druckentspannungsanlage so teuer wie möglich und so rasch als machbar an ein Elektrizitätswerk zu verkaufen. Damit könnte sie ihre Kosten klein halten, bzw. locker, die Rede ist von fünf bis zehn Jahren, wieder hereinspielen - Pionierschaft praktisch auf gewöhnlicher Kreditbasis. Auf der Gegenseite steht die Elektra Birseck Münchenstein (EBM) vor allem, die als einzige den Strom von Gesetzes wegen abkaufen müsste, wenn sie – oder eine andere Abnehmerin - dies nicht freiwillig tut. Gerade die gesetzlichen Rückliefertarife für Strom sind traditionell hoch umstritten, und – der Knackpunkt - vor allem die tarifarischen Vorstellungen, die die GVM äussern (um die zehn Rappen pro Kilowattstunde). Die werden von der EBM angesichts der herrschenden Billigstrom-Verhältnisse als überrissen empfunden, zumal sie glauben dass der GVM-Generator in Wirklichkeit bei sechs Rappen Strom macht. EBM-Manager Thomas Wälchli setzt bereits Eckwerte gegenüber der BaZ: „Wir nehmen der GVM ihren Strom fraglos ab; zu Markt-angepassten Preisen.“ Diese liegen indes tiefer als sogar das Energiegesetz festschreibt. Möglich dass es GVM und EBM auf einen Rechtsstreit ankommen lassen.

Denn in Münchensteins EBM-Zentrale fühlt man sich nicht nur als gewöhnlicher Handelspartner der GVM, sondern vor allem auch vor den Kopf gestossen. Grund ist die kürzlich erfolgte Ablehnung, EBM-Leute sagen: „Ausbootung“, eines bereits ins Auge gefassten Gemeinschaftsunternehmens. Dieses hätte gemeinsam statt alleine durch die GVM, die neue Strommaschine betreiben sollen. Die EBM versprach sich davon Einfluss und Know-how-Zugewinn. Dem erteilte der GVM-Verwaltungsrat abrupt eine Absage mit dem Argument, das Projekt der Einfachkeit halber selbst durchzuführen. Wirklicher Hintergrund dürfte sein, dass die Erdgasbranche ein Vordringen der Stromwirtschaft ins Wärmegeschaft, das die Stromer anpeilen, nach Möglichkeit verhindern will. Konkret geht es also um Positionen von EBM und IWB in der Nordwestschweiz. Bis das geklärt ist, zieht die Abwärme, die ganze Städte mit Strom versorgen könnte, friedlich von dannen, wie gehabt, solange Gesetze mit Wirkungsgrad-Vorschriften im Energiegeschäft fehlen. 

Lesen Sie hier mehr über Erdgasentspannungsmaschinen: 

Der Druck, der Strom macht

Liestal. „Erdgasexpansionsanlagen“ sind für den transkontinentalen Erdgas-Pipelineverkehr, mit dem Westeuropa versorgt wird, zwingend. Um es von Sibirien oder Norwegens Norden hierher, oder weiter nach Italien zu fördern, wird es gleich hinter der Bohrstelle verdichtet. So trifft es im „Knoten“ Arlesheim mit 55 bar Druck ein und muss für den Regionalverteiler auf 5 bar verringert werden. Weitere Druckreduktionen auf ortsübliches Niveau folgen.

Der Punkt dieser Geschichte ist folgender: So, wie für den Druckaufbau Energie benötigt wird, entlädt sich diese beim Abbau des Druckes wieder – es entspannt sich. Seine Natur als gasförmiger Energieträger erzwingt dabei vor allem eines technischen Kniffs: Es darf nicht zu sehr abkühlen, um gasförmig zu bleiben. Hierzu wird es während des gesamten Entspannungsprozesses gewärmt (mit mehr oder weniger konventionellen Heizungen).

Der Trick mit der Entspannungsmaschine ist nun der: statt einem simplen Druckreduktionsventil, wobei die „befreite“ Energie als Abwärme wenig genutzt ziehen gelassen wird, schaltet man einen Motor oder eine Turbine „dazwischen“. Diese erzeugen beim Druckabbau, eigentlich „nur“ ein Nebeneffekt, hochwertige Elektroenergie als Beiprodukt und wiederum Abwärme, die zum Heizen genutzt werden kann. Man stelle es sich wie beim Auto vor, dessen Motor ja mehr als nur die Räder bewegt, sondern den Generator für Licht, Fensterheber, Radio, die Klimaanlage usw. Diese Zusätze sind nicht gratis, aber eben verhältnismässig, nützlich und eigentlich logisch. Ähnlich verhält es sich mit Druckentspannungsmaschinen zu Druckreduktionsventilen. Dennoch existiert bis heute keine solche Anlage in der Schweiz – dafür macht die Erdgaswirtschaft quasi den „Aufpreis“ geltend und ihren möglichst billigen Erdgaspreis, mit dem die Expansion gegen das Heizöl vorangetrieben wird, und lässt lieber die Abwärme ziehen.

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