There’s no clear winner when examining the most cost-effective chemistry for shipping hydrogen long distances, and a growing number of studies are indicating business goals are as important as any advantages offered by the specific chemistries of the carriers. https://www.ariva.de/forum/nel-der-wasserstoffplayer-aus-norwegen-562634?page=1192#jumppos29819
@etaurus - falls es dich noch gibt und du fleißig mitliest hier ;-) - Wir befinden uns am Ende der P1 und gehen nun über in P2. Die Technologie wird sich durchsetzen, ohne Zweifel meinerseits.
" ... Es gibt keinen eindeutigen Gewinner bei der Untersuchung der kosteneffektivsten Chemie für den Transport von Wasserstoff über lange Strecken, und eine wachsende Zahl von Studien zeigt, dass die geschäftlichen Ziele ebenso wichtig sind wie die Vorteile, die die spezifischen chemischen Eigenschaften der Träger bieten.
Es werden mehrere Optionen für den Langstreckentransport untersucht, darunter komprimierter Wasserstoff (C-H2), flüssiger Wasserstoff (L-H2), Ammoniak (NH3) und flüssige organische Wasserstoffträger (LOHCs).
LOHCs speichern Wasserstoff in Molekülen über kovalente Bindungen. Sie unterscheiden sich von Trägern wie Ammoniak und Methanol dadurch, dass ihr einziger Zweck darin besteht, Wasserstoff zu transportieren, und der dehydrierte Träger ist in der Regel flüssig.
Ihr Hauptvorteil ist, dass wenig Boil-off auftritt, so dass die Wasserstoffverluste während des Transports gering sind. Nach dem Transport wird der Wasserstoff durch eine endotherme Reaktion freigesetzt, und der LOHC wird an den Ort der Produktion zurückgebracht. Im Idealfall sind LOHCs ungiftig und haben ähnliche Eigenschaften wie rohölbasierte Flüssigkeiten wie Diesel und Benzin, so dass sie potenziell die bestehende Schiffs- und Terminalinfrastruktur mit geringen Änderungen nutzen können.
Kein einziger Verkehrsträger hat sich als die beste Wahl herauskristallisiert, zum einen, weil die unterschiedlichen Modellparameter und Annahmen der verschiedenen Studien einen direkten Vergleich erschweren, zum anderen wegen der Einzigartigkeit der potenziellen Lieferketten, auf die sie abzielen.
Große Ambitionen
Saudi-Arabien hat das Ziel, der größte Wasserstofflieferant der Welt zu werden. Die großen Erdgasreserven des Landes ermöglichen die Herstellung von blauem Wasserstoff durch Erdgasreformierung, wobei das CO2-Nebenprodukt abgeschieden wird.
Letztes Jahr demonstrierte Aramco die Produktion und den Transport von blauem Ammoniak von Saudi-Arabien nach Japan. Ein Sprecher von Aramco erläuterte den Fokus auf Ammoniak: "Ammoniak ist einer der führenden Wasserstoffträger-Kandidaten. Es ist ein weit verbreitetes und international gehandeltes Gut. Die Produktions- und globalen Vertriebsnetze sind vorhanden. Darüber hinaus ist SABIC - an dem Aramco eine Mehrheitsbeteiligung hält - einer der wichtigsten Produzenten und Lieferanten auf dem globalen Ammoniakmarkt. Aus diesen Gründen ist Ammoniak der Wasserstoffträger der Wahl für Aramco."
Die Demonstration in Japan umfasste die gesamte Wertschöpfungskette, einschließlich der Umwandlung von Kohlenwasserstoffen in Wasserstoff und dann in Ammoniak, der Abscheidung der damit verbundenen CO2-Emissionen und des Transports des blauen Ammoniaks nach Japan zur Verwendung in Kraftwerken. 30 Tonnen CO2 wurden während des Prozesses aufgefangen und für die Verwendung in der Methanolproduktion in der Ibn-Sina-Anlage von SABIC bestimmt, weitere 20 Tonnen wurden für die verbesserte Ölgewinnung auf dem Uthmaniyah-Feld von Aramco verwendet.
Saudi-Arabien hat bereits wasserstoffbezogene Absichtserklärungen mit Großbritannien, Deutschland und Südkorea unterzeichnet, und die weltweit erste groß angelegte Anlage für grünen Wasserstoff wird derzeit in der neuen, mit sauberer Energie betriebenen Megastadt NEOM an der Küste des Roten Meeres in Saudi-Arabien gebaut.
C-H2 Einfachheit
Australien hat ebenfalls Pläne angekündigt, bei der Versorgung mit Wasserstoff weltweit führend zu sein, und die Nation verbindet grüne Exporte mit grüner Industrie im eigenen Land.
Eine von der australischen Firma Global Energy Ventures (GEV) durchgeführte Studie evaluierte den Export von 50.000, 200.000 und 400.000 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr über Entfernungen von 2.000, 4.000 und 6.000 Seemeilen. Die Produktion dieser Mengen würde eine sehr groß angelegte erneuerbare Energieerzeugung erfordern, wie z. B. das Asian Renewable Energy Hub in der Pilbara-Region in Westaustralien, das zu den 10 größten erneuerbaren Energieprojekten der Welt gehört. Hier wird mit Hilfe von Solar- und Windenergie billige, saubere Energie erzeugt, die neue und erweiterte Minen, die nachgelagerte Mineralienverarbeitung und die großtechnische Produktion von grünem Wasserstoff für den Inlands- und Exportmarkt ermöglicht.
Die Scoping-Studie von GEV hat gezeigt, dass die Komprimierung ein integraler Bestandteil des Designs und der Technik von C-H2-, L-H2- und NH3-Versorgungsketten ist, wobei L-H2 und NH3 den gasförmigen Wasserstoff vor ihren jeweiligen Transportprozessen ebenfalls komprimieren. Das Unternehmen hat festgestellt, dass seine Lieferkette für komprimierten Wasserstoff bei Entfernungen bis zu 4.500 nautischen Meilen wettbewerbsfähig und bei Entfernungen bis zu 2.000 nautischen Meilen sehr wettbewerbsfähig sein wird. GEV hat daher beschlossen, sich auf Exportprojekte zu konzentrieren, die sich im mittleren Westen von Westaustralien (Geraldton) bis nach Queensland (Brisbane) befinden, wobei die Zielmärkte Singapur, Japan und Südkorea sind.
Die Analyse von GEV ging von einer stabilen und kontinuierlichen Grundlastversorgung mit grünem Wasserstoff für den Export aus. Dies wurde in der Realität als schwierig angesehen, da sowohl Solar- als auch Windkraftanlagen variable und schwankende tägliche Erzeugungsprofile haben. C-H2 wurde als die Lösung angesehen, da es in der Lage ist, solchen Profilen zu folgen, während L-H2 und NH3 dies nicht können. Zusätzlich, so GEV, profitiert die Entwicklung einer C-H2-Lieferkette davon, dass es sich um einen einfachen und energieeffizienten Prozess handelt und die technischen Barrieren für eine Kommerzialisierung in den nächsten fünf Jahren minimal sind.
Wie bei Aramco liegt ein weiterer entscheidender Vorteil des gewählten Trägers für GEV in den Synergien mit dem bestehenden Geschäft des Unternehmens. Die Anwendung und die Ausrüstung, die für die Kompression in der C-H2-Lieferkette erforderlich sind, sind die gleichen wie in der CNG-Optimum-Lieferkette für Erdgas. Die einzige Ausnahme ist das neue C-H2-Schiffsdesign. Dieses potenzielle Hindernis wurde nun jedoch beseitigt, da ABS im März dieses Jahres die Zulassung für das Ladungssicherungssystem des Schiffes erteilt hat, basierend auf einer Ladekapazität von 2.000 Tonnen Wasserstoff, die in zwei bordeigenen Tanks mit einem Durchmesser von 20 Metern bei 250 bar und bei Umgebungstemperatur gespeichert werden.
Abwärme nutzen
Die Verflüssigung ist derzeit energieintensiv und verbraucht bis zu 45 % der als Wasserstoff gespeicherten Energie, wobei weitere Energieverluste durch das entstehende Boil-off-Gas entstehen. Bei neuen und großtechnischen Anlagen könnte dieser Wert jedoch auf etwa 18 % sinken.
Forscher der Technischen Universität Hamburg untersuchten den Energieverbrauch und die Kosten des Wasserstofftransports von Algerien nach Deutschland, einschließlich der anschließenden lokalen Verteilung, und ihre Analyse ergab, dass L-H2 die höchsten Produktionskosten aufweist.
Die Forscher kamen zu dem Schluss, dass die Transportentfernung und die Art der Wärmezufuhr zur Dehydrierung des LOHCs am wichtigsten für die relative Kosteneffizienz im Vergleich zu C-H2 oder L-H2 waren. Wenn Abwärme genutzt wurde, waren Dibenzyltoluol oder Toluol vorteilhaft, und LOHCs wurden generell für den Langstreckentransport bevorzugt.
Methanol hatte die höchsten Hydrierungskosten der untersuchten LOHC-Optionen und erforderte auch den wiederkehrenden Zukauf von CO2, obwohl es am günstigsten zu transportieren war. Der geringe Wärmebedarf von Methanol während der Dehydrierung und seine hohe Speicherkapazität machen es für den Langstreckentransport vorteilhaft.
Bei kurzen Entfernungen senkte der Transport von C-H2 über Pipelines die Kosten. Die Forscher fanden jedoch heraus, dass keine bestimmte Transportkette unter allen Umständen überlegen war.
Wasserstoff am Zielort abtrennen
Forscher der Fraunhofer-Gesellschaft haben eine Membrantechnologie zur energieeffizienten und wirtschaftlichen Trennung von Wasserstoff und Erdgas entwickelt. Die Technologie ermöglicht es, die beiden Stoffe gemeinsam durch das nationale Erdgasnetz zu leiten und am Zielort voneinander zu trennen.
Bei der Membran handelt es sich um eine ultradünne Schicht aus Kohlenstoff, die auf poröse, keramische Substrate aufgebracht wird. Die Poren im Kohlenstoff sind kleiner als ein Nanometer im Durchmesser. Während des Trennungsprozesses werden Wasserstoff und Erdgas durch rohrförmige Module gepresst. Die kleineren Wasserstoffmoleküle werden durch die Poren der Membran gepresst und gelangen gasförmig auf die andere Seite; die größeren Methanmoleküle werden zurückgehalten. So entsteht 80 Prozent reiner Wasserstoff, das restliche Erdgas wird in einem zweiten Trennschritt herausgefiltert, um eine Reinheit von über 90 Prozent zu erreichen.
Wasserstoff dieser Reinheit kann u. a. für die Stahlproduktion genutzt werden. In Hochtemperaturöfen ersetzt er den Kohlenstoff bei der Reduktion von Eisenerz zu Eisen und leistet damit einen wichtigen Beitrag zur Senkung der CO2-Emissionen. Wasserstoff ist auch eine attraktive Option für die klimafreundliche Energieversorgung von Gebäuden. Bei der Verbrennung erzeugt Wasserstoff Strom und Wärme, als einziges Nebenprodukt entsteht Wasser. Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen könnten zum Beispiel einzelne Gebäudekomplexe mit sauberer Strom- und Wärmeenergie versorgen.
Große Verbraucher
Es wird erwartet, dass die EU und Japan große Wasserstoffverbraucher sein werden, und sie sind daher Gegenstand einer Reihe von Studien zur Lieferkette. Eine Studie über die Machbarkeit von Wasserstoffexporten von Norwegen nach Rotterdam und Japan, durchgeführt von Forschern des SINTEF in Norwegen und des Institute of Applied Energy in Japan, verglich L-H2 und NH3 als Träger. In diesem Fall wurde der Wasserstoff überwiegend durch Erdgasreformierung erzeugt, etwa 10 Prozent wurden durch Elektrolyse mit erneuerbarem Strom hergestellt.
L-H2 erwies sich als energieeffizienter als NH3, wenn das NH3 im Zielland gecrackt werden muss. Er hatte auch einen kleineren CO2-Fußabdruck. Die nivellierten Kosten für den nach Rotterdam gelieferten Wasserstoff waren für L-H2 ebenfalls niedriger. Für die längere Strecke nach Japan waren die Kosten ähnlich.
Die Energieeffizienz von L-H2 wurde größtenteils durch den Energieverlust bei der Wasserstoffproduktion bestimmt. Danach folgten die Verluste als Boil-off-Gas, das für den Antrieb des Transportschiffes verwendet werden sollte. Letztendlich wäre die Menge des gelieferten L-H2 in Rotterdam um 14 % höher als in Tokio.
Bei NH3 ist der größte Energieverlust ebenfalls bei der Produktion entstanden und war größer als bei L-H2. Der zweitgrößte Energieverlust trat während des Crackens auf, ein Prozess, der Wärme und Strom für die Reaktion und die Reinigung benötigt.
Punkt-zu-Punkt-Analyse zeigt keinen klaren Gewinner
Eine Studie von Forschern des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt, die sich eher auf die Transportkosten und -effizienz als auf die Endnutzeranwendungen konzentrierte, modellierte den großtechnischen Punkt-zu-Punkt-Transport von Wasserstoff von Australien nach Japan, wobei der Wasserstoff als L-H2 oder über die LOHCs Methylcyclohexan oder hydriertes Dibenzyltoluol transportiert wurde.
Unter den modellierten Szenarien hatte L-H2 die höchsten Investitionskosten, was hauptsächlich auf die hohen Kosten für die Verflüssigung in Australien zurückzuführen ist, obwohl LH2 einen technischen Vorteil hat, weil der energieaufwendige Schritt (Verflüssigung) am Ort des Energieüberflusses liegt, sagt der leitende Forscher Dr. Moritz Raab. Die Schiffe, die auf dem L-H2-Pfad eingesetzt werden, wären zudem etwa um den Faktor drei teurer als solche, die LOHCs transportieren, wenn L-H2-Schiffe so teuer sind wie LNG-Schiffe, da sie kryogene Speichertechnologie benötigen. Allerdings hat L-H2 die höchste Transporteffizienz, so dass es vorteilhaft ist, wenn die Wasserstoffproduktionskosten relativ hoch sind und am Zielort nur geringe thermische Energie benötigt wird, um für die Nutzung wieder in den gasförmigen Zustand versetzt zu werden.
Der Dibenzyltoluol-Weg erwies sich aufgrund der geringeren Investitionskosten als die günstigste Option, auch wenn am Zielort Energie (im Falle Japans: LNG) für die Dehydrierung benötigt wurde. Beide LOHCs hatten technische Nachteile aufgrund der Notwendigkeit, unerwünschte Nebenprodukte während der Hydrierung und Dehydrierung zu handhaben. Die Verwendung von Methylcyclohexan hatte zusätzlich den Nachteil, dass sein hoher Dampfdruck gehandhabt werden musste.
Die Fähigkeit, die Produktion der LOHCs zu skalieren, um den zukünftigen Wasserstoffbedarf zu decken, läuft auf das Sprichwort hinaus: "Wo ein Wille ist, ist auch ein Weg", sagt Raab. "Die jährliche Produktionskapazität von Toluol lag 2018 bei 30 Millionen Tonnen, wobei in unserer Auswertung 0,16 Millionen Tonnen benötigt wurden. Dibenzyltoluol wird seit langem als Wärmeträgeröl in der chemischen Industrie eingesetzt, und ein Upscaling der Produktionskapazität scheint machbar."
Die techno-ökonomische Bewertung der Forscher für den Wasserstofftransport im großen Maßstab hatte einige Unsicherheiten, insbesondere in Bezug auf die zukünftige Technologieentwicklung, sagt Raab, aber sie bietet eine gute Grundlage für den Vergleich der verschiedenen Pfade. "Auf diesem Genauigkeitsniveau zeigt der Kostenvergleich keinen klaren Gewinner. LOHCs haben generell den Nachteil, dass sie Energie benötigen und am Bestimmungsort, haben aber den Vorteil, dass bei der Weiterverteilung weniger Verluste auftreten als bei einem L-H2-Trailertransport." Er sagt, dass einige Leute gedacht haben könnten, dass der Vorteil von LOHCs gegenüber L-H2 viel deutlicher sein würde.
Hunderte von Projekten, Milliarden von Dollar
Auch wenn die Wahl des optimalen Wasserstoffträgers nicht unbedingt eindeutig ist, zeigt ein Bericht des Hydrogen Council, dass weltweit massiv in die Wasserstoffversorgungsketten investiert wird. Hydrogen Insights 2021: A Perspective on Hydrogen Investment, Deployment and Cost Competitiveness, der in Zusammenarbeit mit McKinsey & Company erstellt wurde, besagt, dass bis Anfang 2021 über 30 Länder Wasserstoff-Roadmaps veröffentlicht haben und Regierungen weltweit öffentliche Mittel zur Unterstützung der Dekarbonisierung durch Wasserstofftechnologien zugesagt haben.
Über 220 Großprojekte wurden entlang der Wertschöpfungskette angekündigt, 85 % davon in Europa, Asien und Australien. Dazu gehören industrielle Großanwendungen, Transportanwendungen, integrierte Wasserstoffwirtschaft, Infrastruktur und Produktionsprojekte im Giga-Maßstab. Wenn alle angekündigten Projekte realisiert werden, werden die Gesamtinvestitionen bis 2030 mehr als 300 Mrd. $ erreichen. Von diesen Investitionen können derzeit 80 Mrd. $ als ausgereift betrachtet werden.
Der Hydrogen Council sagt, dass der Bericht bestätigt, dass - aus der Perspektive der Gesamtbetriebskosten - Wasserstoff bis 2030 die wettbewerbsfähigste kohlenstoffarme Lösung in mehr als 20 Anwendungen werden kann, einschließlich Langstrecken-LKWs, Schifffahrt und Stahl. Der Einsatz durch Cluster mit starken Abnehmern wird den Lieferanten helfen, sowohl Investitionen als auch Risiken zu teilen und gleichzeitig positive Verstärkungsschleifen zu etablieren. Drei Clustertypen sind bereits auf dem Vormarsch: Industriezentren, die die Raffinerie-, Stromerzeugungs-, Düngemittel- und Stahlproduktion unterstützen, Exportzentren in rohstoffreichen Ländern und Hafengebiete für das Bunkern von Treibstoff, Hafenlogistik und Transport."
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