Synergieeff ekte beim Import von Energieträgern mit einem niedersächsischen LNG-Terminal - POTENZIALSTUDIE
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POTENZIALSTUDIE Synergieeffekte beim Import von Energieträgern mit einem niedersächsischen LNG-Terminal April 2021 Gefördert durch:
Herausgeber: Erstellt durch: Im Rahmen des Projektes: MARIKO GmbH Merkel Energy GmbH www.lng-agentur.de Bergmannstraße 23 Wallotstraße 16 26789 Leer 45136 Essen www.mariko-leer.de www.merkel-energy.com Unterstützt durch: Die LNG.Agentur Niedersachsen wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) und vom Niedersächsischen Ministerium für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr und Digita- lisierung über die „Gemeinschaftsaufgabe Verbesserung der regionalen Wirtschaftsstruktur“ (GRW) gefördert. Standort der Geschäftsstelle ist die MARIKO GmbH am Standort Leer. Die Tätigkeiten der LNG.Agentur Niedersachsen werden unterstützt durch die Partner Land- kreis Emsland, Stadt Wilhelmshaven, Oldenburgische Industrie- und Handelskammer, Indus- trie- und Handelskammer für Ostfriesland und Papenburg, Landkreis Leer, Landkreis Friesland, Strategierat Maritime Wirtschaft Weser-Ems, Stadt Emden und den Landkreis Wesermarsch.
Inhaltsverzeichnis
Zusammenfassung 4
Management Summary 7
1. Herausforderungen des Markthochlaufs für Wasserstoff 10
2. Herkunftsländer für Wasserstoff 12
3. Transkontinentaler Transport von Wasserstoff 14
3.1 Leitungstransport von Wasserstoff 14
3.2 Schiffstransport 14
3.2.1 Schiffstransport von verflüssigtem Wasserstoff LH2 15
3.2.2 Alternativen zum Schiffstransport von flüssigem Wasserstoff 17
3.2.3 Wasserstoff mit LOHC Kreislauf 18
3.2.4 Wasserstoff als Methanol 19
3.2.5 Wasserstoff als Ammoniak 19
3.2.6 Blauer Wasserstoff 20
3.2.7 Pyrolyse oder Plasmalyse Wasserstoff (Türkiser Wasserstoff) 22
3.2.8 Blauer Wasserstoff mit CO2-Lagerung durch den LNG Lieferanten 23
3.2.9 Blauer Wasserstoff mit CO2-Lagerung durch Dritte gemäß EU-Regelwerk 25
3.2.10 Methanisierung von Wasserstoff zu grünem LNG (Synthetisches LNG) 26
3.2.11 Grüner Wasserstoff mit CO2-Kreislauf 27
4. Bewertung des Synergiepotentials mit einem LNG-Terminal 28
4.1 Alternativen mit geringen oder keinen LNG-Terminalsynergien 28
4.2 Alternativen mit Nutzung eines LNG-Importterminals 28
4.3 Bewertungskriterien 29
4.4 Ausprägungen der Bewertungen 29
4.5 Bewertung der Alternativen 30
5. Feedback der Industrie 31
6. Glossar 33
7. Quellenverzeichnis 34Zusammenfassung
Im Rahmen der Aktivitäten der LNG.Agen- künftig eine wichtige Rolle spielen, da mit
tur Niedersachsen wird untersucht, ob die der vorhandenen weltweiten LNG-Produk-
derzeit in der Planung befindlichen LNG-Ter- tions-, Transport- und Handelsinfrastruktur
minalprojekte der LNG Terminalgesellschaft Erdgaslieferungen als Basis der Wasserstoff-
Wilhelmshaven (LTeW) und der Hanseatic erzeugung aus bis zu 20 Exportländern be-
Energy Hub (HEH) in Stade auch für den zogen werden können.
Import von wasserstoffbasierten Energie-
trägern genutzt werden können und ob sich Erdgasproduzenten und Exportländer be-
Synergien mit den geplanten LNG-Import- fassen sich mit der Frage, ob mit der Klima-
terminals ergeben. schutzpolitik der Industrieländer ihre Erd-
gasexporte nicht mehr benötigt werden
In der Wasserstoffstrategie der deutschen und entfallen, wie sehr ihre Volkswirtschaft
Bundesregierung ist dargestellt, dass ein dadurch beeinflusst würde und wie sie wei-
großer Teil der im Jahr 2050 erforderlichen ter Erdgas oder Wasserstoff liefern, und das
Wasserstoffmengen importiert werden enthaltene CO2 zurücknehmen und entsor-
muss. Dieser Wasserstoff kann gasförmig gen können.2
über Hochdruckleitungen aus naheliegenden
Ländern oder in verflüssigter Form („LH2“ li- Im Vergleich zu LNG gibt es für Wasserstoff
quefied H2) aus entfernten Drittländern im- keinen internationalen Handel, keine ent-
portiert werden.1 sprechende Infrastruktur und keine Tech-
nologie für großtechnische Wasserstoffver-
Eine große Herausforderung stellt die Tat- flüssigung und den Seetransport.
sache dar, dass bisweilen schlicht keine Lie-
ferketten für LH2 existieren und der wirt- Im Prinzip steht eine Reihe von Möglich-
schaftlich optimale Transport von chemisch keiten zur Verfügung, um Wasserstoff zu
gebundenem Wasserstoff noch nicht ermit- importieren. Die Synergien mit einem LNG-
telt worden ist. Viele technologische, regu- Terminal fallen je nach Alternative unter-
latorische, wirtschaftliche und geopolitische schiedlich aus.
Fragestellungen sind offen.
Beim Import von LH2, LOHC (Liquid Orga-
Die Herstellung, der Transport und der Im- nic Hydrogen Carrier), Methanol und Am-
port von grünem Wasserstoff erfordern moniak entstehen keine wesentlichen Syn-
riesige Produktions- und Transportkapazitä- ergien mit einem LNG-Terminal. LH2 bedarf
ten. Die Kosten der Wasserstoffproduktion im Vergleich zu LNG noch anspruchsvollerer
und des Transports sind zu reduzieren, um Tiefsttemperatur-Technologien. LOHC, Me-
Wasserstoff wirtschaftlich im Wettbewerbs- thanol und Ammoniak erfordern hingegen
markt zu positionieren und für Verbraucher keine extremen Tieftemperatur-Technolo-
eine erschwingliche Alternative zu her- gien.
kömmlichen Brennstoffen am Energiemarkt
zu werden. Die Entwicklung geeigneter und Beim Import von Bio-LNG, synthetischem
wirtschaftlicher Importinfrastrukturen wird LNG, synthetischem LNG mit CO2-Kreislauf,
in den Jahren zwischen 2030 und 2040 er- und beim LNG-Import mit Produktion von
wartet. türkisem oder blauem Wasserstoff kann ein
LNG-Terminal genutzt werden. Beim blauen
Die potenziellen deutschen LNG-Terminals Wasserstoff wird zwischen Carbon Capture
können für die Wasserstoffversorgung zu- and Storage (CCS) in deutschen Offshore-
4Lagerstätten (CCSD), in EU-regulierten Temperaturerhöhung von 1,5 bzw. 2,0 °Cel-
Lagerstätten (CCSEU) und impliziten Was- sius) zu erreichen, sollte Deutschland seine
serstofflieferungen des Produzenten unter- Wirtschaft primär auf Wasserstoff umstel-
schieden, bei denen der Erdgaslieferant für len. Dafür werden große Mengen Wasser-
die CO2-Rücknahme und Lagerung verant- stoff zu wirtschaftlich vertretbaren Preisen
wortlich ist (CCSP). benötigt. Der Netzentwicklungsplan der
deutschen Ferngasnetzbetreiber zeigt bei-
Methan als Molekül hat bereits einen hohen spielsweise bereits für 2025 und 2030 eine
Wasserstoffanteil. Lediglich der Kohlenstoff deutliche H2-Unterdeckung.3
muss abgetrennt werden. Durch eine Mo-
difikation des Verfahrens zur Wasserstoff- Die deutsche Photovoltaik (PV)- und Wind-
herstellung kann blauer Wasserstoff durch stromproduktion wurde und wird massiv
autotherme Methanreformierung (mit par- ausgebaut, wird aber noch langfristig damit
tieller Oxidation) mit überschaubaren Mehr- beschäftigt sein, möglichst einen 100 % An-
kosten und geringen CO2-Emissionen pro- teil der erneuerbaren Stromerzeugung an
duziert werden. Das CO2 wird bei diesem der Gesamtstromerzeugung zu erreichen.
Verfahren abgetrennt, verflüssigt und geo- Um das Abregeln von EE-Produktionsanla-
logisch gelagert. gen zur Entlastung der Stromübertragungs-
netze zu vermeiden, bietet sich die Elektro-
Zum Thema blauer und türkiser Wasserstoff lyse an. Dabei können aber nicht annähernd
ist zu bedenken, dass der Nachteil der hohen die Wasserstoffmengen produziert werden,
Herstellungskosten für grünen Wasserstoff die der Energiemarkt benötigt (der Energie-
im Vergleich zum wirtschaftlich attraktiven markt ist um ein Vielfaches größer als der
blauen Wasserstoff in der Öffentlichkeit we- Strommarkt). Wenn PV- und Windstrom da-
nig kommuniziert wird und auch nicht die rüber hinaus für die Wasserstofferzeugung
Chance besteht, eine CO2-freie Wasserstoff- eingesetzt werden, dann wird dieser er-
wirtschaft mit blauem Wasserstoff schnell neuerbare Strom möglicherweise nicht dem
aufzubauen. Die Gefahr, dass die hohen Strommarkt zur Verfügung gestellt mit der
Wasserstoffpreise den Aufbau der Wasser- Folge, dass das Ziel, den 100%-Anteil der Er-
stoffwirtschaft massiv behindern oder gar zeugung aus erneuerbarem Strom erst spä-
verhindern, wird nicht diskutiert. Ähnliches ter erreicht werden kann. Stattdessen würde
gilt für den türkisen Wasserstoff. fossil erzeugter Strom eingesetzt. Erneuer-
barer Strom erzielt in der Regel den höchs-
Blauer und türkiser Wasserstoff basieren auf ten Effekt der Dekarbonisierung, wenn er im
Erdgas und sind damit nicht nachhaltig, son- Strommarkt eingesetzt wird.4
dern eine Übergangslösung zu grünem Was-
serstoff. Da mit blauem und türkisem Was- Eine realistische Alternative zur Bereitstel-
serstoff die Marktdurchdringung wesentlich lung einer großen Menge von Wasserstoff
schneller gelingt als nur mit grünem Was- ist, blauen Wasserstoff auf Basis der verfüg-
serstoff, besteht durch eine schnelle Markt- baren und vorhandenen Erdgasimporte zu
durchdringung die Chance, insgesamt mehr produzieren oder/und blauen Wasserstoff
CO2-Emissionen zu vermeiden als mit einer zu importieren. Damit wird dieser der „Ena-
ausschließlich grünem Wasserstoff-Strategie. bler“ einer baldigen deutschen Wasserstoff-
wirtschaft.
Wasserstoff auf Basis von Erdgas ist somit
ein „Enabler“ der Wasserstoffwirtschaft. D. Zehn potenzielle industrielle Interessen-
h. um schnell die deutschen CO2-Emissio- ten für ein Pilot- oder Demonstrationspro-
nen massiv zu reduzieren und die interna- jekt zu einem der vorgestellten Verfahren
tionalen Klimaziele (Nichtüberschreiten der wurden im Rahmen der vorliegenden Stu-
5die angesprochen. Die Reaktionen waren Dafür seien neben der regulatorischen An-
unterschiedlich, zum Teil sehr positiv. Meist erkennung des CO2-freien Wasserstoffs ggfs.
bestand Interesse, ein Pilot- oder Demonst- sogar Staatsverträge mit dem CO2-Import-
rationsvorhaben zu realisieren. land abzuschließen.
Da einige Alternativen zur kohlenstofffreien Die potenziellen Investoren benötigen am
Wasserstofferzeugung auf dem Einsatz von Standort entweder einen sicheren gro-
Erdgas basieren und die Interessenten nicht ßen Wasserstoffverbraucher oder den An-
wissen, ob diese Technologien seitens der schluss an ein Wasserstofftransportsystem,
Landesregierung akzeptiert werden, be- um am zukünftigen Wasserstoffmarkt teilzu-
stehen Vorbehalte hinsichtlich einer Durch- nehmen.
führung von Pilot- oder Demonstrations-
projekten. Ein potenzieller Investor sah in Ein Anschluss an ein nationales deutsches
der Fokussierung auf grünen Wasserstoff Wasserstoffnetz liegt noch in ferner Zu-
in Deutschland ein starkes Signal, dass kunft, obwohl die Ferngasnetzbetreiber be-
Deutschland, im Gegensatz zu den Nieder- reits 2020 ein nationales Wasserstoffnetz
landen, ein Investment zur Produktion von im Entwurf des Netzausbauplans 2030 öf-
blauem Wasserstoff für nicht interessant fentlich vorgestellt hatten. Die Ferngasnetz-
hält. betreiber haben vorgeschlagen, Teile des
Erdgasnetzes auf Wasserstoff umzuwidmen
Die Wasserstoffstrategie der fünf norddeut- und eine Quersubventionierung der Was-
schen Länder inkl. Niedersachsens stellt bei serstoffnetzkunden durch Gasnetzkunden
der Produktion und dem Import auf grünen zu gestatten. Der Entwurf des modifizierten
Wasserstoff ab. Aus diesem Grund fragen Energiewirtschaftsgesetzes ist im Bundes-
sich die potenziellen Investoren, ob Projek- kabinett verabschiedet worden und wird
te zur Produktion von türkisem oder blauem demnächst in den parlamentarischen Gre-
Wasserstoff in Niedersachsen unterstützt mien behandelt.6
würden.5
Da derzeit fast alle grünen Wasserstoffpro-
Ob Projekte für eine Offshore Kohlendioxid- jekte unwirtschaftlich und hochgradig von
lagerung in der deutschen Nordsee politisch staatlicher Subventionierung und Förderung
unterstützt würden, ist ebenfalls unbekannt. abhängig sind, wird auch die Höhe der staat-
Das Gleiche gilt für eine Kohlendioxidlage- lichen Förderung entscheidend sein, um Pi-
rung in EU-regulierten Lagerstätten oder bei lot- und Demonstrationsprojekte mit einem
indirekten Wasserstofflieferungen (Erdgas niedersächsischen LNG-Terminal durchzu-
Lieferung, CO2-Rücknahme und -lagerung führen.
durch den Erdgaslieferanten).
Die zahlreichen und wesentlichen offenen
Potenzielle Investoren, sowohl von kleinen Fragen sind politische Fragen, die vom Land
als auch mittelgroßen, aber insbesondere Niedersachsen und dem Bund zu klären sind.
von großen Projekten, legen auf gesicher-
te Stoffströme Wert, weil angesichts der Es liegt weitgehend in der Hand der nieder-
Größe dieser Projekte eine rein lokale Be- sächsischen Landesregierung, ein positives
reitstellung der erforderlichen Produkte Umfeld für Pilot-, Demonstrations- und in-
als auch Verkauf der erzeugten Produkte dustrielle Wasserstoffprojekte unter Nut-
nicht angemessen ist. Die blauen Wasser- zung der Synergieeffekte eines niedersäch-
stoffalternativen erfordern eine Abtrennung, sischen LNG-Terminals zu schaffen.
Verflüssigung und einen Transport von CO2.
6Management Summary
As part of the activities of the LNG.Agentur Natural gas producers and exporting count-
Niedersachsen, it is investigated whether ries themselves deal with the question of
the LNG terminal projects currently being whether their natural gas exports are no
planned by the LNG Terminalgesellschaft longer needed with the climate protection
Wilhelmshaven (LTeW) and the Hanseatic policy of the industrialized countries and will
Energy Hub (HEH) in Stade can also be used collapse, how much their economy would be
for the import of hydrogen-based energy affected and how they continue to supply
sources and whether there will be synergies natural gas or hydrogen but take back and
with the planned LNG import terminals. dispose of the CO2 they contain can.8
In the hydrogen strategy of the German fe- Compared to LNG, there is no international
deral government it is shown that a large trade for hydrogen, no corresponding infras-
part of the hydrogen quantities required in tructure and no technology for large-scale
2050 will have to be imported. This hydro- hydrogen liquefaction and sea transport.
gen can be imported in gaseous form via
high-pressure lines from nearby countries In principle, there are several options avai-
or in liquefied form (“LH2” liquefied H2) from lable for importing hydrogen. The synergies
distant third countries.7 with an LNG terminal vary depending on the
alternative.
A major challenge is the fact that there are
simply no supply chains for LH2 and the eco- When importing LH2, LOHC (Liquid Organic
nomically optimal transport of chemically Hydrogen Carrier), methanol and ammonia,
bound hydrogen has not yet been determi- there are no significant synergies with an
ned. Many technological, regulatory, econo- LNG terminal.
mic and geopolitical questions are open.
Compared to LNG, LH2 requires even more
The production, transport and import of sophisticated low-temperature technolo-
green hydrogen require huge production and gies. LOHC, methanol and ammonia, on the
transport capacities. The costs of hydrogen other hand, do not require extremely low-
production and transport must be reduced temperature technologies.
in order to position hydrogen economically
in the competitive market and to become an An LNG terminal can be used for the import
affordable alternative to conventional fuels of bio-LNG, synthetic LNG, synthetic LNG
in the energy market for consumers. The with CO2 cycle, and for LNG import with
development of suitable and economical im- production of turquoise or blue hydrogen.
port infrastructures is expected between In the case of blue hydrogen, a distinction
2030 and 2040. is made between CCS (Carbon Capture and
Storage) (CCS) in German offshore storage
The potential German LNG terminals can facilities (CCSD), in EU-regulated storage fa-
play an important role for the hydrogen sup- cilities (CCSEU) and implicit hydrogen deli-
ply in the future, since with the existing glo- veries by the producer, for which the natural
bal LNG production, transport and trading gas supplier is responsible for the CO2 with-
infrastructure, natural gas supplies can be drawal and Storage is responsible (CCSP).
obtained from up to 20 export countries as
the raw material for hydrogen production.
7Methane as a molecule already has a high German photovoltaic (PV) and wind power
proportion of hydrogen. Only the carbon production have been and arebeing massi-
has to be separated. By modifying the hy- vely expanded, but will continue to be busy
drogen production process, blue hydrogen in the long term to achieve a 100% share of
can be produced by autothermal methane renewable power generation in total power
reforming (with partial oxidation) with ma- generation. Electrolysis can be used for re-
nageable additional costs and low CO2 emis- dispatching (regulating renewable energy
sions. In this process, the CO2 is separated, production plants to relieve the load on the
liquefied and geologically stored. power transmission network). However, the
amount of hydrogen that the energy market
On the subject of blue and turquoise hyd- needs cannot come close to being produced
rogen, it should be borne in mind that the (the energy market is many times larger than
disadvantage of the high production costs the electricity market). If PV and wind power
for green hydrogen compared to the eco- is also used for hydrogen generation, then
nomically attractive blue hydrogen is little this renewable power may not be withdrawn
communicated to the public and there is from the electricity market, with the result
also no chance of quickly establishing a CO2- that the goal of 100% generation from re-
free hydrogen economy with blue hydrogen. newable power cannot be achieved until la-
The risk that the high hydrogen prices will ter. Instead, electricity generated from fossil
massively hinder or even prevent the de- fuels would be used. Renewable electricity
velopment of the hydrogen economy is not usually achieves the greatest decarbonisa-
discussed. The same applies to turquoise hy- tion effect when it is used in the electricity
drogen. market.10
Blue and turquoise hydrogen are based on A realistic alternative to providing a large
natural gas and are therefore not a rene- amount of hydrogen is to produce blue hyd-
wable, but rather a transitional solution to rogen on the basis of the available and exis-
green hydrogen. Since market penetration is ting natural gas imports and/or to import
much faster with blue and turquoise hydro- blue hydrogen. This will make it the „enabler“
gen than with green hydrogen alone, there of an imminent German hydrogen economy.
is a chance of avoiding more CO2 emissions
overall through rapid market penetration Ten potential industrial interested parties
than with an exclusively green hydrogen for a pilot or demonstration project for one
strategy. of the presented processes were addressed
within the scope of the present study. The
Hydrogen based on natural gas is therefo- reactions were different, some very positive.
re an “enabler” of the hydrogen economy. Mostly there was interest in realizing a pilot
In other words, in order to massively reduce or demonstration project.
German CO2 emissions quickly and to achie-
ve the international climate targets (not ex- Since some alternatives to carbon-free hy-
ceeding the temperature increase of 1.5 or drogen production are based on the use of
2.0 degrees Celsius), Germany should switch natural gas and the interested parties do
its economy primarily to hydrogen. This re- not know whether these technologies will
quires large amounts of hydrogen at econo- be accepted by the state government, there
mically justifiable prices. The network de- are reservations regarding the implemen-
velopment plan of the German long-distance tation of pilot or demonstration projects. A
gas network operators, for example, shows a potential investor saw the focus on green
significant H2 shortage for 2025 and 2030.9 hydrogen in Germany as a strong signal that
Germany, unlike the Netherlands, does not
8consider an investment to produce blue hy- allow cross-subsidization of the hydrogen
drogen to be interesting. network customers by gas network custo-
mers. The draft of the modified Energy In-
The hydrogen strategy of the five northern dustry Act has been passed in the Federal
German states11 including Lower Saxony is Cabinet and will soon be dealt with in parlia-
based on green hydrogen for production mentary bodies.12
and import. For this reason, potential inves-
tors are asking themselves whether projects Since almost all green hydrogen projects are
for the production of turquoise or blue hyd- currently uneconomical and highly depen-
rogen in Lower Saxony would be supported. dent on state subsidies and subsidies, the
amount of state subsidies will also be decisi-
It is also unknown whether projects for off- ve in order to carry out pilot and demonstra-
shore carbon dioxide storage in the German tion projects with an LNG terminal in Lower
North Sea would receive political support. Saxony.
The same applies to carbon dioxide storage
in EU-regulated storage facilities or for indi- The numerous and essential open questions
rect hydrogen deliveries (natural gas delive- are political issues that need to be clarified
ry, CO2 withdrawal and storage by the natu- by the state of Lower Saxony and the federal
ral gas supplier). government.
Potential investors, both in small and medi- It is largely up to the state government of
um-sized, but especially in large projects, va- Lower Saxony to create a positive environ-
lue secure material flows because, given the ment for pilot, demo and industrial hydrogen
size of these projects, a purely local provi- projects using the synergy effects of an LNG
sion of the required products and the sale of terminal in Lower Saxony.
the products produced are not appropriate.
The blue hydrogen alternatives require the
separation, liquefaction and transport of
CO2. In addition to the regulatory recogni-
tion of CO2-free hydrogen, state contracts
may even have to be concluded with the
CO2 importing country.
The potential investors need either a secu-
re, large hydrogen consumer at the site or a
connection to a hydrogen transport system
in order to participate in the future hydro-
gen market.
A connection to a national German hydro-
gen network is still in the distant future,
although the long-distance gas network
operators had already publicly presented
a national hydrogen network in the draft
of the network expansion plan for 2030 in
2020. The long-distance gas network ope-
rators have proposed to reallocate parts of
the natural gas network to hydrogen and to
91. Herausforderungen des Markthochlaufs
für Wasserstoff
Im Rahmen der Aktivitäten der LNG.Agen- Heute wird Wasserstoff in Deutschland
tur Niedersachsen wird untersucht, ob die überwiegend auf Basis von Erdgas durch
derzeit in der Planung befindlichen LNG- Methanreformierung hergestellt (sog. grau-
Terminalprojekte der LTeW (LNG Terminal er Wasserstoff). Dabei werden hohe CO2-
in Wilhelmshaven) und der HEH (Hanseatic Emissionen freigesetzt. Dies kann nicht
Energy Hub) in Stade auch für den Import fortgesetzt werden und sollte so schnell als
von wasserstoffbasierten Energieträgern möglich durch CO2-freien Wasserstoff er-
genutzt werden können. setzt werden.
In der Wasserstoffstrategie der deutschen In Deutschland wird zwischen grünem, blau-
Bundesregierung ist dargestellt, dass ein em oder türkisem Wasserstoff unterschie-
großer Teil der im Jahr 2050 erforderlichen den. Grüner Wasserstoff wird auf Basis er-
Wasserstoffmengen auf Basis inländischer neuerbaren Stroms erzeugt.14 Er wird auch
Photovoltaik (PV)- und Windstroms produ- als erneuerbarer Wasserstoff bezeichnet,
ziert werden muss. wenn er auf erneuerbarem Strom basiert.
Dann treten nur geringe CO2-Emissionen
Darüber hinaus wird der Import von gro- auf. Im Gegensatz dazu sind sowohl blauer
ßen Mengen Wasserstoff aus Drittländern als auch türkiser Wasserstoff nicht erneuer-
erforderlich sein, weil in Deutschland trotz bar, da sie in der Regel auf fossilem Erdgas
Ausbau der Wind- und PV-Stromerzeugung basieren, aber sie sind ebenfalls praktisch
nicht so viel erneuerbarer Strom erzeugt CO2-frei und dienen damit den Klimaschutz-
werden kann, um die erforderlichen Wasser- zielen genauso wie grüner Wasserstoff. An-
stoffmengen zu produzieren. ders als beim grünen Wasserstoff wird beim
blauen oder türkisen Wasserstoff CO2 bzw.
Dieser Importbedarf für Wasserstoff variiert reiner Kohlenstoff abgetrennt und gelagert
je nach Studie und Szenario. Er liegt bereits bzw. als Rohstoff verwendet. Dadurch, dass
in 2030 bei 76 bis 96 TWh.13 Der Wasser- er auf Erdgas basiert, werden die Herstel-
stoff könnte über Wasserstoffleitungen (z. B. lungsalternativen von Wasserstoff erwei-
umgewidmete Erdgasleitungen) aus nahelie- tert und günstigere Herstellungskosten sind
genden Ländern oder in verflüssigter Form prinzipiell erzielbar.
aus fernen Drittländern mit hohem Produk-
tions- und Exportpotential importiert wer- Ob und in welchem Umfang die Produktion
den. von Erdgas bzw. die Produktion von Strom
aus PV- und Windanlagen Treibhausgas-
Eine große Herausforderung stellt die Tatsa- emissionen generiert (Vorkettenemissionen),
che dar, dass bisweilen schlicht keine Liefer- ist nicht Gegenstand der Untersuchung.
ketten für LH2 existieren und die wirtschaft-
lich optimale Beförderung des chemisch Die nachstehend diskutierten Alternativen
gebundenen Wasserstoffs (sei es als LOHC, für die Nutzung eines LNG-Terminals für
synthetischem Erdgas, Methanol, Ammoni- die Wasserstoffwirtschaft dienen alle dem
ak oder Power to Liquids (P-t-L)) noch nicht Import von CO2-freiem Wasserstoff und
nachgewiesen wurde. Viele technologische, werden im Hinblick auf diese Klimaziele als
regulatorische, wirtschaftliche und geopoli- gleichwertig angesehen.
tische Fragestellungen sind offen.
10Die Herstellungskosten für grauen Wasser- Der Frage der Nutzung von LNG-Terminals
stoff liegen bei etwa 0,7 - 2,1 €/kg Wasser- für den Wasserstoffimport wird in dieser
stoff, wobei die wesentlichen Einflussfakto- Studie nachgegangen. Eine Reihe von Mög-
ren der Erdgaspreis und die Kapitalkosten lichkeiten steht zur Verfügung, um Wasser-
sind.15 Für blauen Wasserstoff liegen die stoff zu importieren. Die Synergien mit ei-
Herstellungskosten (inkl. CCS) um etwa 0,4 nem LNG-Terminal fallen je nach gewählter
€/kg höher. Für grünen Wasserstoff liegen Alternative unterschiedlich aus.
die Herstellungskosten zwischen 2,1 – 7,9
€/kg mit den wesentlichen Einflussfaktoren
Technologie, Preis für erneuerbaren Strom
und dem Nutzungsgrad.
Die Herstellung und der Import von grünem
Wasserstoff erfordern nicht nur riesige Pro-
duktionskapazitäten (PV-16 und/oder Wind-
strom sowie Elektrolyseure), sondern auch
technologische Fortschritte, um die Kosten
der Wasserstoffproduktion zu reduzieren,
damit Wasserstoff preislich und wettbe-
werblich für die Verbraucher bereitgestellt
wird. Zusätzlich muss eine geeignete und
wirtschaftliche Transport- und Importinfra-
struktur geschaffen werden. Diese Entwick-
lung wird zwischen 2030 und 2040 erwar-
tet.
Erdgasproduzenten und Exportländer be-
fassen sich mit der Frage, ob mit der Klima-
schutzpolitik der Industrieländer ihre Erd-
gasexporte nicht mehr benötigt werden
und entfallen, wie sehr ihre Volkswirtschaft
dadurch beeinflusst würde und wie sie wei-
ter Erdgas oder Wasserstoff liefern, und das
enthaltene CO2 zurücknehmen und entsor-
gen können.17
Es erscheint sinnvoll, die Interessen von Pro-
duzentenländern und Verbraucherländern in
Einklang zu bringen.
Im Vergleich zu LNG gibt es für Wasserstoff
keinen internationalen Handel, keine ent-
sprechende Infrastruktur und keine Techno-
logie für großtechnische Wasserstoff Ver-
flüssigung und den Seetransport.
112. Herkunftsländer für Wasserstoff
Als Herkunftsländer für Wasserstoff kann Dazu zählen insbesondere:
man folgende Unterscheidungskriterien an-
setzen: Europa Spanien, Portugal,
Norwegen, Island, Russland
• Länder mit großen Erdgaspotentialen und
entsprechendem Exportpotential, wenn Nordafrika Marokko, Algerien, Tunesien,
mit dem Erdgas vor Ort durch Reformie- Libyen, Ägypten, Israel
rung18 mit CCS19 oder Pyrolyse20 Wasser-
stoff produziert und exportiert wird oder Arabien Saudi-Arabien, Katar, Oman,
wenn Erdgas direkt exportiert und im Im- VAE, Syrien, Irak, Jordanien,
portland durch Reformierung oder Pyro- Iran
lyse Wasserstoff produziert wird.
Asien Kasachstan, China,
• Alternativ Länder mit großem Wind- Australien
und/oder PV-Potential, die eine preis-
werte Elektrolyse21 und Wasserstoffpro- Süd-Afrika Namibia, Südafrika, Kenia
duktion vor Ort ermöglichen. Madagaskar
Länder mit überdurchschnittlichen PV- und Südamerika Argentinien, Brasilien, Chile
Windpotentialen sind nicht immer bekannt.
In Abbildung 1 sind einige Länder für Was- Nordamerika Kanada, USA, Mexiko
serstoffexporte hervorgehoben.
Abbildung 1: Weltkarte mit beispielhaft dargestellten Ländern mit hohem PV- und Windpotential.22, 23
NORWEGEN
RUSSLAND
KANADA ISLAND
KASACHSTAN
USA SPANIEN
CHINA
MAROKKO
KATAR
ALGERIEN
SAUDI-
ARABIEN VAE
MEXIKO OMAN
Windenergie KENIA
BRASILIEN
Photovoltaik
MADAGASKAR
Vornehmlich NAMIBIA AUSTRALIEN
Photovoltaik
in Kombnation
mit anderen CHILE SÜDAFRIKA
Kombination ARGENTINIEN
12Eine entscheidende Voraussetzung für Dem „Desertec Projekt“ lag vor fast 20
eine wirtschaftlich attraktive Wasserstoff- Jahren eine ähnliche Idee zu Grunde. Doch
produktion und Transport nach Europa/ 2014 war das Projekt gescheitert – aus
Deutschland sind niedrige Stromkosten. technischen und finanziellen, aber auch aus
energiepolitischen Gründen.28
In Deutschland ist PV-Strom für die Pro-
duktion von grünem Wasserstoff generell Elektrizität wird tatsächlich nur über ver-
wegen der Konkurrenz durch alternative gleichsweise kurze Entfernungen transpor-
Flächennutzung in einem dicht besiedelten tiert. Erdgas und LNG werden dahingegen
Land und beschränktem Solarpotential nicht bereits seit Jahrzehnten erfolgreich über
sehr attraktiv. sehr große Entfernungen wirtschaftlich
transportiert und gehandelt, bei wachsen-
Es stellt sich die Frage, wie es preislich bei der Tendenz.
der Erzeugung von Wasserstoff in sonnen-
reichen Ländern aussieht. Die Elektrizitäts- Für konkrete Wasserstoffprojekte sind ähn-
kosten lagen bei dem letzten PV-Projekt in lich wie bei Erdgaslieferverträgen eine Reihe
Dubai bei einer 2019er Ausschreibung bei von weiteren Kriterien für die Produzen-
1,7 $ct/kWh. Seit 2015, damals betrug der ten- und Abnehmerländer entscheidend, die
Preis noch 5,85 $ct/kWh, ist der Auktions- sorgfältig zu verifizieren sind:
preis in Dubai bei jeder weiteren Ausschrei-
bung weiter gefallen. Eine Stabilisierung des • Politische Stabilität, d. h. gegenseitiges
Preisverfalls ist noch nicht zu beobachten.24 Vertrauen in die politischen Rahmenbe-
dingungen
Aber es sind nicht nur arabische Länder, die
durch verfügbare Flächen und ihren Son- • Rechtliche Rahmenbedingungen, die die
nenreichtum von niedrigen PV-Strompreisen Investitions- und Betriebsphase des Pro-
profitieren. Im Juni 2019 erzielte Los Ange- jektes rechtlich sichern
les einen Tiefstpreis von unter 2 $ct/kWh.
Brasilien erzielte einen Preis von 1,75 €ct/ • Bereitschaft zum Energieexport und
kWh. Und in Portugal, einem EU-Mitglieds- -import, d. h. der Exporteur hat die Res-
land, wurde der weltweit niedrigste Preis- sourcen zum Export und der Importeur
rekord von 1,114 €ct/kWh in 2020 erzielt.25 kann den Absatz garantieren
Im Juli 2020 hat die Morgan Stanley Bank • Investoren und wirtschaftliche Markt-
prognostiziert, dass die Strompreise in Te- teilnehmer, die die Investitionen stem-
xas26 bald auf ein Niveau von 0,5 $ct/kWh men können
fallen könnten und damit grüner Wasser-
stoff mit blauem Wasserstoff konkurrenzfä- • Faire Verträge zwischen Produzenten
hig werde.27 und Importeuren, d.h. vertragliche Be-
ziehungen, die keine der Parteien kne-
Länder im weltweiten Sonnengürtel haben belt, bei geänderten Umständen einen
Pläne, ihre Stromerzeugung in den nächsten Interessenausgleich ermöglicht, ggfs.
Jahrzehnten weitgehend auf PV zu basieren. durch Entscheidung eines Schiedsge-
Diese Länder müssen gewonnen werden, richtes
zusätzliche PV- und Windanlagen auf ihren
ungenutzten Flächen für die Produktion von • Transport per Pipeline oder Schiff
Wasserstoff und den Export zur Verfügung
stellen.
133. Transkontinentaler Transport von Wasserstoff
Der Transport von Wasserstoff kann in Ab- Wasserstoffimporte per Transportleitungen
hängigkeit vom Aggregatzustand gasförmig sind somit theoretisch vorstellbar aus Län-
oder flüssig durchgeführt werden. dern wie:
• Spanien
3.1 Leitungstransport von Wasserstoff
• Portugal
Der Leitungstransport von Wasserstoff ist • Russland
nicht relevant in Hinblick auf Synergieeffek- • Norwegen
te beim Import von Wasserstoff mit einem • Irland
LNG-Terminal. Er wird hier der Vollständig-
• Marokko
keit halber angesprochen.
• Algerien und
Wichtig sind die nachstehenden Ausführun- • Libyen
gen zum avisierten europäischen und deut-
schen Wasserstoffleitungsnetz, da impor- Regionale Wasserstoffleitungsnetze gibt
tierter Wasserstoff hier eingespeist werden es u. a. in Deutschland und in Benelux. Die
kann, sofern er nicht als LH2 transportiert deutschen Ferngasnetzbetreiber haben in
und verteilt wird. 2020 im Rahmen des Netzentwicklungs-
plans 2030 ein Wasserstoffnetz vorge-
Wasserstoff kann per umgewidmeter Erd- schlagen, das eine Wasserstoffversorgung
gastransportleitung oder neuer Wasserstoff- deutschlandweit ermöglichen soll.30 Dabei
leitung aus den bestehenden Erdgasliefer- gehen sie von einer Umwidmung und Er-
ländern und diversen anderen europäischen tüchtigung eines Teiles des Erdgasnetzes
Ländern importiert werden. aus und einem relativ kleinen Investment für
den Neubau von Leitungsverbindungen.
Man kann Wasserstoff zum Erdgas beimi-
schen, aber möglichst mit fixen Anteilen, In ähnlicher Weise haben auch europäische
voraussichtlich nicht mehr als 20 max. 30 Erdgasnetzbetreiber einen Vorschlag für ein
Volumenprozente.29 europäisches Wasserstoffnetz unterbreitet.
Damit würde die Einspeisung an verschie-
Bei hohen Wasserstoffanteilen ist eine tech- densten Produktionsstandorten in Deutsch-
nische Ertüchtigung der Transportsysteme land bzw. in Europa und der Transport zu
erforderlich sowie Vorkehrungen beim Ver- vielen Verbrauchern ermöglicht.
braucher, sofern vor der Verteilung nicht
eine weitere Konditionierung stattfindet. Ob die nachgeschalteten Distributionsnetze
zu den Kunden ebenfalls nach Erdgas und
Wie bei den bestehenden transkontinenta- Wasserstoff aufgeteilt werden und dabei
len Erdgastransporten kann man von ähn- vollständig auf Wasserstoff umgestellt wer-
lichen Voraussetzungen für den leitungsge- den oder ein Mischgas mit Wasserstoffanteil
bundenen Transport von reinem Wasserstoff eingesetzt wird, soll lokal/regional entschie-
ausgehen. den werden.
Wasserstoffleitungen haben aber nur rund
die Hälfte der Kapazität von Erdgasleitungen
hinsichtlich des Energiedurchsatzes.
143.2 Schiffstransport Lagerung, Befüllung, Entleerung und dem
Transport/Distribution. Das bedeutet, der
Der transkontinentale Schiffstransport von Transport von verflüssigtem Wasserstoff ist
Wasserstoff wird bei weit entfernten Auf- nicht nur aufwändig, sondern auch kosten-
kommensländern in Betracht gezogen. intensiv.
Dafür bietet sich als naheliegend – ähnlich Die Idee der Produktion von grünem Was-
wie beim Erdgas – eine Funktionskette in serstoff und des Transports über Seeschiffe
Form von Verflüssigung, Transport mit LH2- nach Europa ist nicht neu. Ein solches Pro-
Carriern und Wiedervergasung nach Anlan- jekt ist bereits in den 80er und 90er Jahren
dung an. detailliert untersucht worden. Im Jahr 1989
wurde ein 100 MW Euro-Québec Hydro-
3.2.1 Schiffstransport von verflüssigtem Hydrogen Projekt (EQHHPP) gestartet.33
Wasserstoff LH2 Mit preiswerter Wasserkraft in Kanada soll-
te per Elektrolyse Wasserstoff in einer Pilot-
Die Funktionskette des Schiffstransports anlage erzeugt, verflüssigt und mit eigens
von verflüssigtem Wasserstoff ist in Abbil- entwickelten Tankschiffen nach Hamburg
dung 2 dargestellt: Verladung großer Men- geliefert werden.
gen von verflüssigtem Wasserstoff im Ex-
portterminal auf LH2-Carrier, Seetransport, Grundlegende Lösungen für eine Wasser-
Löschung in einem Importterminal und Spei- stoffwirtschaft wurden im Rahmen des
cherung, LH2-Verteilung oder Wiederver- Projektes konzipiert, einschließlich LH2-
dampfung und Einspeisung in ein Wasser- Speicher- und Transporttanks und LH2-
stoffleitungssystem. Tankschiffen. Auch die gesetzlichen und
regulatorischen Anforderungen wurden be-
Dies ist eine Funktionskette, die seit Jahr- reits untersucht. Um die Kühlverluste zu
zehnten beim Transport von verflüssigtem minimieren, sollten die mit LH2 befüllten La-
Erdgas (LNG) sicher und erprobt ist. gerbehälter von der Produktion, über den
Land- und Seetransport bis zum Verbrau-
Die zusätzliche Herausforderung für den cher nicht geöffnet oder umgefüllt werden.
LH2-Transport besteht in den hohen Mate-
rialanforderungen mit kryogenen32 Eigen- Auf diese Weise wollte man mit günstig her-
schaften bei 20 K (-253 °C), Isolierung, dem gestelltem Wasserstoff den Transportsektor,
hohen Energieaufwand für die Verflüssi- Brennstoffzellen und Kraftwerke versorgen.
gung und den Energieverlusten während der
Abbildung 2: Schematische Darstellung der LH2 Versorgungskette 31
Erdgas-
wirtschaft
H2 LH2
LH2 LH2
Produktion Import-
Verflüssigung Transport
Elekrolyse terminal
LH2/H2
Wirtschaft
15Neben dem Ferntransport von Wasserstoff In Deutschland gibt es keine Lösungen
als LH2 wurden damals bereits alternative für den LH2-Schiffstransport. Erst am
Transportmöglichkeiten analysiert, indem 01.12.2020 wurde vom deutschen For-
der Wasserstoff in Methylcyclohexan oder schungsministerium ein Forschungsprojekt
Ammoniak umwandelt wird, diese Produkte „HySupply“ zusammen mit Australien an-
mit wenig Aufwand preiswert transportiert gekündigt. Ein Team deutscher und aust-
und in Hamburg wieder in Wasserstoff zu- ralischer Fachleute soll innerhalb von zwei
rückgewandelt werden sollten. Allerdings Jahren eine Machbarkeitsstudie erstellen,
treten durch die chemischen Wandlungen ob und wie eine Wertschöpfungskette von
auch hohe Energieaufwände und Verluste erneuerbarem Wasserstoff über große Ent-
ein. Im Ergebnis erwiesen sich diese beiden fernungen realisierbar ist.36
Alternativen als wirtschaftlich weniger at-
traktiv. Eine zukünftig weltweite LH2-Wirtschaft
weist eine Reihe technischer und wirt-
Das Gesamtkonzept wurde detailliert ge- schaftlicher Herausforderungen auf. Man
plant. Die reale Umsetzung blieb Vision, da wird vermutlich zunächst Wasserstoff als
trotz der von der EU zugesagten Subventio- leitungsgebundenen gasförmigen Energie-
nierung von 50 % keine Projektfinanzierung träger ausbauen und regionale Wasserstoff-
der Industriepartner zustande kam. transportnetze erweitern.
Japan hat in den letzten Jahren ebenfalls Grüner Wasserstoff liegt bei den Bereitstel-
einen Anlauf unternommen, eine Wasser- lungskosten (ohne Transport und Distributi-
stoff-Transportkette als LH2 zu realisieren. on) laut der kürzlich publizierten Studie „Kli-
Dazu wurde ein LH2-Tankschiff von Kawasa- maneutrales Deutschland“ von Prognos AG,
ki Heavy Industries Ltd. entwickelt, die SUI- Öko-Institut und Wuppertal Institut im Auf-
SO Frontier.34 Sie hat eine Länge von 116 m, trag von Agora Energiewende, Agora Ver-
Tonnage von 8.000 t, eine Geschwindigkeit kehrswende und der Stiftung Klimaneutrali-
von 13 kn und einen 1,250 m3 Tank (Vaku- tät bei 150 €/MWh im Jahr 2020. Vergleicht
um-isolierte Doppelschalenstruktur). Nach man dieses Preisniveau mit heutigen Erdgas-
der Fertigstellung Ende 2020 soll sie für preisen im Großhandel von 15 €/MWh, so
den LH2-Transport zwischen Australien und bedeutet dies einen 10-fachen Preis.37 Die
Kobe eingesetzt werden. In Kobe wird ein Frage, wie mit solch höheren Energiepreisen
Empfangsterminal mit Lager und in Austra- die gewerbliche Wirtschaft und die energie-
lien eine Verflüssigungsanlage und ein Lade- intensive Industrie für einen Umstieg auf
terminal errichtet. Wasserstoff gewonnen werden soll, bleibt
unbeantwortet. Selbst Subventionen und
Für diese Pilotanlage sind bereits erhebliche der Wegfall der CO2-Bepreisung im nEHS
Finanzmittel (knapp 500 Mio. A$) seitens (nationale Emissionshandelssystem) oder im
Australien und Japan zur Verfügung gestellt EU-ETS (EU-Emission Trading System) bei
worden.35 Verwendung von Wasserstoff werden die-
se wirtschaftliche Hürde nicht ausgleichen
Im Rahmen der Pilotanlage wird Braunkohle können.
in Australien vergast und Wasserstoff ge-
wonnen. Erst im Rahmen des kommerziellen Die Autoren der Studie „Klimaneutrales
Projektes ab 2030 soll die CO2-Lagerung Deutschland“ gehen von einer Inlandspro-
realisiert werden. Dadurch hat das Projekt in duktion von 20-30 % des Wasserstoff Be-
Australien kein gutes öffentliches Image und darfs im Jahr 2050 aus, der Rest sei zu impor-
damit möglicherweise nur geringe Chancen tieren. Die Autoren geben ferner an, binnen
der weiteren Realisierung. 30 Jahren bis 2050 den Bereitstellungspreis
16in Deutschland auf 90 €/MWh zu senken. • Umwandlung zu und Transport von Metha-
Dabei spielen eine Halbierung der Investiti- nol; ggfs. Rückwandlung in Wasserstoff
onskosten, eine Erhöhung des Wirkungsgra-
des der Elektrolyse auf 75 % und geringere • Umwandlung zu und Transport von Ammo-
Elektrizitätskosten für PV- und Windkraft in niak: ggfs. Rückwandlung in Wasserstoff
2050 im Vergleich zu 2020 die entscheiden-
de Rolle. Wie angesichts der stark steigen- • Einkauf und Lieferung LNG, Wasserstoff-
den Nachfrage nach erneuerbarem Strom produktion durch autotherme Reformie-
bis 2050 die spezifischen Strombereitstel- rung mit CO2-Abtrennung in Deutsch-
lungskosten so deutlich fallen sollen, wird land, Transport und Lagerung von CO2 in
von den Autoren nicht erläutert. Deutschland (blauer Wasserstoff)
Der Import von LH2 frei LH2-Terminal muss • Einkauf und Lieferung LNG, Wasser-
sich preislich mit dem Herstellungspreis im stoffproduktion durch Pyrolyse oder
Inland messen.38 Diese Preisgrößenordnung Plasmalyse; Kohlenstofflagerung oder
sollte von importiertem Wasserstoff erreicht -verwendung z. B. in der Chemie und
oder unterschritten werden, auch wenn heu- Landwirtschaft (türkiser Wasserstoff)
te die LH2-Importprojekte für Deutschland
noch nicht mit konkreten Projekten hinter- • Einkauf und Lieferung LNG, Wasser-
legt sind. stoffproduktion durch autotherme Re-
formierung und CO2-Abtrennung in
3.2.2 Alternativen zum Schiffstransport Deutschland sowie Rücklieferung CO2
von flüssigem Wasserstoff an den LNG-Lieferanten (Implizite Was-
serstofflieferung)
Die Zahl der Alternativen ist hoch und eine
Auswahl der attraktivsten Alternativen ist • Einkauf und Lieferung LNG, Wasser-
noch nicht möglich, stoffproduktion durch autotherme Re-
formierung und CO2-Abtrennung in
• da sie noch nicht wirtschaftlich ausrei- Deutschland sowie CO2-Lagerung in
chend präzise analysiert worden sind, geeigneten Lagerstätten in der EU oder
Drittländern (deutsche Wasserstoffpro-
• weil sie von noch unerprobten Liefer- duktion mit geregelter CO2-Lagerung)
konzepten abhängen und auch
• Wasserstoffproduktion mit Grünstrom,
• regulatorisch noch nicht in der Poli- Methanisierung zu Erdgas, Verflüssigung
tik diskutiert worden sind, geschweige im Produzentenland, Transport als LNG
rechtlich sanktioniert sind. und Einsatz als erneuerbares LNG in
Deutschland
Die nachstehende Liste nennt Beispiele für
Wasserstoffherstellung, -transport und -im- • Wasserstoffproduktion mit Grünstrom,
port, die anschließend näher spezifiziert Wasserstoff-Methanisierung mit CO2
werden, erhebt aber keinen Anspruch auf aus dem Kreislauf zu Erdgas und Ver-
Vollständigkeit. flüssigung im Produzentenland, Trans-
port als LNG, Wasserstoffproduktion
• Hydrierung und Transport von LOHC, durch autotherme Reformierung und
zentrale oder dezentrale Dehydrierung in CO2-Abtrennung in Deutschland und
Deutschland, Sammlung und Rücktrans- Rücklieferung des CO2 an Produzenten
port des LOHC zur Wiederverwendung (CO2-Kreislauf).
17Es gibt noch weitere technologische Ideen Noch steckt die LOHC-Technologie in den
zum Transport von Wasserstoff, z. B. Kinderschuhen und ist nicht großindustriell
einsetzbar. Es gibt Start-ups, die sich damit
• Chemiesorption (Metallhydride) und intensiv befassen. Bisher sind Anlagen bis zu
12 t/d im Markt verfügbar.
• Adsorption (metallorganische Gerüst-
strukturen, (MOFs – metall-organic fra- Hydrogenious LOHC Technologies aus Er-
meworks). langen hat im Juli 2019 weitere 17 Mio. €
Risikokapital u. a. von Partnern wie Vopak,
Da diese Verfahren von einer großtechni- Mitsubishi und Covestro gewinnen können.40
schen Anwendung noch weit entfernt sind,
werden sie hier nicht betrachtet. Die Kreislaufwirtschaft LOHC stellt sich wie
folgt dar:
3.2.3 Wasserstoff mit LOHC Kreislauf
1. Wasserstoff Produktion durch Elektrolyse
LOHC Import stellt sich als Zukunftstechno-
logie dar. Der Reiz der Technologie ist, dass 2. Hydrieren des LOHC im Land der Was-
die Wasserstoffspeicherung und der -trans- serstoffproduktion und Transport zum
port mit LOHC zu Umgebungstemperaturen Hafen
und drucklos mit einfachen Tankschiffen
erfolgt. Abb. 3 zeigt die Funktionskette der 3. LOHC Schiffstransport
LOHC Versorgungskette.
4. LOHC-Terminal in Deutschland
Man kann das hydrierte LOHC nach Ankunft
im Terminal entweder direkt am Empfangs- 5. Zentrales Dehydrieren am Importter-
terminal dehydrieren oder erst in Deutsch- minal und Wasserstoffnetzeinspeisung
land verteilen und die Dehydrierung dann oder LOHC-Distribution z. B. per Tank-
dezentral durchführen. wagen, und dezentrales Dehydrieren des
LOHC am Wasserstoffverbrauchsort
Eine Konsequenz ist, dass das LOHC zurück
in das Produzentenland transportiert wer- 6. Wasserstoffverwendung
den muss, um den Kreislauf aufrecht zu er-
halten. 7. Sammeln und Rücktransport des LOHC
Abbildung 3: Schematische Darstellung der LOHC2 Versorgungskette 39
Zentrale
LOHC H2
Dehydrierung Wirtschaft
H2 LOHC
LOHC LOHC
Produktion Import-
Hydrierung Transport
Elekrolyse terminal
Lokale
H2
LOHC
Dehydrierung
Wirtschaft
LOHC
Rücktrans-
port
18Abbildung 4: Schematische Darstellung der Methanol Versorgungskette 41
CO2
Methanol-
wirtschaft
H2 Methanol
Methanol Methanol
Produktion Import-
Produktion Transport
Elekrolyse terminal
Wasserstoff-
wirtschaft
8. Verschiffung des LOHC und Transport Wasserstoff kann aus Methanol durch einen
ins Produktionsland für das erneute Hy- Methanol-Reformer wieder zurückgewon-
drieren von Wasserstoff nen werden.
Die LOHC-Technologie dürften sich für kleine Der Nachteil ist, wie bei der Erzeugung von
Wasserstoffversorgungssysteme anbieten. synthetischem Methan (Kapitel 3.2.10), dass
am Produktionsstandort CO2 für die Metha-
Die Bereitstellungskosten für Wasserstoff nol-Produktion bereitgestellt werden muss,
sind laut IEA überschaubar, auch wenn mit welches bei der Rückwandlung von Metha-
dem LOHC große Volumina sowohl nach nol zu Wasserstoff wieder freigesetzt wird.
Deutschland transportiert werden müssen
und wieder zurück. Es ist zu erwarten, dass das erneuerbare
Methanol in Konkurrenz zu innovativen che-
3.2.4 Wasserstoff als Methanol mischen Verfahren der Methanol Erzeugung
(auf Erdgasbasis aber ohne CO2-Emissionen)
Um Wasserstoff zu speichern und preiswert in den Industrieländern tritt.
zu transportieren, bietet es sich an, Metha-
nol aus Wasserstoff durch eine Reaktion mit Ob über den Methanol Bedarf hinaus große
Kohlendioxid herzustellen. Die Flüssigkeit Mengen Methanol importiert werden kön-
Methanol lässt sich einfach speichern und nen, um daraus Wasserstoff zu gewinnen,
transportieren. Industrielle Pilotanlagen be- wird u. a. vom Weltmarktpreis für Methanol
finden sich in der Erprobung. Abb. 4 zeigt die und dem Wasserstoffpreis in Deutschland
Funktionskette Methanol. abhängig sein.
Methanol ist einer der wichtigsten Grund-
stoffe der chemischen Industrie. Weltweit
werden jährlich etwa 60 Mio. t (Stand 2012)
produziert. Ungefähr 85% davon werden als
Ausgangsstoff für Synthesen oder als Lö-
sungsmittel eingesetzt. Der Rest kommt im
Energiesektor als Kraftstoff bzw. Kraftstoff-
additiv zum Einsatz.42
19Abbildung 5: Schematische Darstellung der Ammoniak Versorgungskette 44
Ammoniak-
wirtschaft
H2 Ammoniak
Ammoniak Ammoniak
Produktion Import-
Verflüssigung Transport
Elekrolyse terminal
Wasserstoff-
wirtschaft
3.2.5 Wasserstoff als Ammoniak Ammoniakcracker kann Ammoniak wieder
zu Wasserstoff gewandelt werden. Diese
Etwa 200 Mio. t Ammoniak (NH3) werden energieaufwändige Technologie befindet
heute jährlich weltweit hergestellt und zu sich in der Entwicklungsphase.
etwa 3/4 für die Düngemittelproduktion
verwendet.43 Abb. 5 zeigt die schematische Die Technologie der Herstellung des erneu-
Funktionskette mit Ammoniak. erbaren Ammoniaks wird voraussichtlich
bald großtechnisch zum Einsatz kommen.
Beim am häufigsten verwendeten Herstel- Die amerikanische Air Products hat bereits
lungsverfahren, dem Haber-Bosch-Prozess, eine 5 Mrd. $ Anlage zur Produktion von
reagieren die Gase Stickstoff und Wasser- Ammoniak auf Basis von elektrolytischem
stoff bei etwa 200 bar und 450 °C an einem Wasserstoff in dem Projekt NEOM in Saudi-
Eisenkatalysator miteinander gemäß der Re- Arabien angekündigt.47
aktionsgleichung N2 + 3H2 → 2NH3.45
Es ist zu erwarten, dass das erneuerbare Am-
Der notwendige Stickstoff wird über eine moniak in Konkurrenz zu innovativen chemi-
Luftzerlegung und der Wasserstoff über die schen Verfahren der Ammoniak Erzeugung
Elektrolyse gewonnen. (auf Erdgasbasis aber ohne CO2-Emissionen)
in den Industrieländern tritt.
Ammoniak ist unter Normalbedingungen
gasförmig und hat eine Dichte von 0,73 kg/ Ob über den Ammoniakbedarf hinaus große
m³. Bei minus 33 °C ist es flüssig und hat Mengen Ammoniak importiert werden kön-
eine Dichte von 0,68 kg/l. Unter 9 bar Druck nen, um daraus Wasserstoff zu gewinnen,
lässt es sich schon bei 20 °C verflüssigen. wird u. a. vom Weltmarktpreis für Ammo-
Ammoniak ist giftig, aber Gefahren können niak und dem Wasserstoffpreis in Deutsch-
früh erkannt werden und Schutzmaßnah- land abhängig sein.
men erfolgen, da Menschen Ammoniak be-
reits in geringsten, ungefährlichen Konzent- 3.2.6 Blauer Wasserstoff
rationen riechen.46
Abb. 6 zeigt die Funktionskette für Blauen
Ammoniak lässt sich preiswert speichern Wasserstoff, Einkauf und Import von LNG,
und transportieren. Es kann auch direkt als Wasserstoffproduktion durch autotherme
Kraftstoff, z. B. im Schiffsverkehr, eingesetzt Reformierung und CO2-Abtrennung in
werden. Damit kann die weltweite Bedeu- Deutschland sowie CO2-Lagerung in geeig-
tung von Ammoniak zunehmen. In einem neten Lagerstätten in Deutschland.
20Dieser Prozess kommt der klassischen Was- Wasserstoffpreis liegt unter der Hälfte des
serstoffherstellung auf Basis von Erdgas Preises für grünen Wasserstoff.
Methanreformierung am nächsten. Zusätz-
liche Aufwände sind erforderlich für CO2- D. h. selbst für den blauen Wasserstoff wird
Abtrennung, -Transport und -Lagerung. es nicht leicht sein, gewerbliche Kunden und
insbesondere energieintensive Industrie für
Der LNG-Terminal kann unverändert ver- einen Einsatz zu gewinnen. Ob Subventio-
wendet werden, allerdings müssen die Ein- nen und die Ersparnisse der CO2-Emissions-
richtungen für die CO2-Abtrennung bei der zertifikate im nEHS bzw. EU-ETS die feh-
autothermen Reformierung und der CO2- lende Wirtschaftlichkeit ausgleichen, bleibt
Verflüssigung zusätzlich erstellt werden und abzuwarten.
haben einen entsprechen Flächenbedarf.
Die Anlage zur autothermen Methanrefor- Gemäß Studie Klimaneutrales Deutschland
mierung kann auch weiter „Downstream“ er- (s. o.) besteht für blauen Wasserstoff auch
richtet werden, allerdings ist dann der Trans- in 2050 noch ein Preisvorteil von rd. 30 %
port des abgetrennten CO2 entsprechend gegenüber grünem Wasserstoff. Andere
länger. Prognosen gehen davon aus, dass grüner
Wasserstoff gegenüber blauem Wasser-
Die Technologie ist bekannt und die Komple- stoff im Jahr 2050 preislich vorteilhaft sein
xität überschaubar. Die Kosten sind planbar. wird. Aber angesichts des langen Progno-
Das Verfahren ermöglicht es, in der abseh- sezeitraums von 30 Jahren ist eine Diskus-
baren Zukunft einen CO2-freien Wasserstoff sion nicht zielführend. Bis dahin werden sich
zu angemessenen Preisen und Mengen auf Herstellungsanlagen für blauen Wasserstoff
den Markt zu bringen, um unsere Wirtschaft amortisiert haben und der Aufbau der Was-
in den nächsten Jahrzehnten auf eine CO2- serstoffwirtschaft inkl. Transportleitungen,
freie Wasserstoffwirtschaft umzustellen. Speicher und Kundenanlagen kann erfolgt
sein.
Im H2morrow Projekt wurde für die 1 GW
Produktionsanlage in Deutschland ein Was- Bei deutschen Regierungen, Parteien,
serstoffpreis von rd. 65 €/MWh (inklusive NGOs, Presse und Teilen der Bevölkerung
H2-Transport und -Speicherung sowie CO2- gibt es für die Lösung „Blauer Wasserstoff“
Transport und -Speicherung) genannt.49 Vorbehalte, weil keine Nachhaltigkeit und
keine sichere CCS-Lösung in Deutschland
Damit liegt der Wasserstoffpreis bei einem gesehen wird und residuale Treibhausgas-
Mehrfachen des Erdgaspreises. Aber dieser emissionen existieren.
Abbildung 6: Schematische Darstellung der einfachen Versorgungskette für blauen Wasserstoff 48
Erdgas- Auto-
LNG LNG
förderung LNG thermische H2
Verflüssi- Import-
und Transport Reformierung Wirtschaft
gung terminal
Transport
CO2
Lagerung in
Deutschland
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