Bewertung der Wasserstoffemissionen über den gesamten Lebenszyklus

Derzeit werden 80 % des weltweiten Endenergieverbrauchs durch Kohlenwasserstoffmoleküle wie Kohle, Erdgas und Erdölderivate gedeckt. Die Pläne zur Dekarbonisierung unseres Energiesystems konzentrieren sich auf die Elektrifizierung der meisten Endverbraucher und die Bereitstellung dieser Elektrizität mit sauberen Energiequellen. Einige Sektoren werden jedoch nur schwer zu elektrifizieren sein, und CO2-freie kraftstoffe wie Wasserstoff und Ammoniak können eine wichtige Rolle beim Ersatz fossiler Brennstoffe spielen.  

Es wird erwartet, dass die weltweite Wasserstoffnachfrage bis 2050 von 90 Mio. t/Jahr auf 530 Mio. t/Jahr ansteigen wird, während in der EU bis 2050 mit einem siebenfachen Anstieg der Wasserstoffnachfrage gerechnet wird, um die Dekarbonisierung von schwer zu elektrifizierenden Sektoren wie der Stahlerzeugung, dem Schwerverkehr und energieintensiven Industrien zu unterstützen. Wie bei allen Produktionsprozessen hat jedoch auch die Art der Erzeugung von Wasserstoff einen großen Einfluss auf seine Treibhausgasintensität. Wasserstoff muss aus kohlenstoffarmen Energiequellen erzeugt werden, um die globalen Klimaziele zu erreichen und eine effektive Dekarbonisierung des Energiesystems zu ermöglichen.  

Wasserstoff kann auf verschiedene Weise hergestellt werden. Heute wird der überwiegende Teil des Wasserstoffs aus fossilen Brennstoffen hergestellt, hauptsächlich aus Erdgas durch Methanreformierung (gemeinhin als grauer Wasserstoff bekannt). Im EU-Gaspaket, dem Vorschlag der Europäischen Kommission zur Dekarbonisierung bestehender Gasnetze und zur Regulierung des entstehenden Marktes für erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoff, wird kohlenstoffarmer Wasserstoff als Wasserstoff definiert, der aus nicht erneuerbaren Quellen gewonnen wird und einen Schwellenwert für die Verringerung der Treibhausgasemissionen von 70 % im Vergleich zu einem fossilen Brennstoff erfüllt. Diese Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff würde zum Beispiel Wasserstoff umfassen, der durch Methanreformierung mit CO2-abscheidung und Speicherung (SMR+CCS) hergestellt wird, allgemein bekannt als blauer Wasserstoff, oder Wasserstoff, der aus Kernenergie gewonnen wird. Nicht dazu gehört erneuerbarer Wasserstoff (üblicherweise als grüner Wasserstoff bezeichnet), der mit erneuerbaren Energiequellen wie Photovoltaik und Windkraft erzeugt wird und von der Kommission in eine andere Kategorie eingestuft wird. 

In Anbetracht der zahlreichen Möglichkeiten zur Herstellung von Wasserstoff ist es wichtig, die Emissionen aus der Wasserstoffproduktion durch eine zuverlässige und genaue Treibhausgasbilanzierung zu bewerten, die die über den gesamten Lebenszyklus anfallenden Emissionen berücksichtigt, um die verschiedenen Herstellungspfade effektiv vergleichen zu können. 

Was ist eine Lebenszyklusanalyse und warum ist sie wichtig? 

Die Lebenszyklusbewertung (LCA) ist eine Methode, die die Auswirkungen eines bestimmten Produkts auf die Umwelt quantifiziert, indem sie alle THG-Emissionen bewertet, die während der gesamten Wertschöpfungskette und Lebensdauer entstehen. Obwohl CO2-freie kraftstoffe bei der Verbrennung kein CO2 ausstößt, gibt es andere wichtige THG-Emissionen, die über den gesamten Lebenszyklus des Kraftstoffs freigesetzt werden und die berücksichtigt werden müssen. 

Eine aktuelle Studie zeigt, dass bei einer niedrigen Methanleckagerate von 0,2 % und einer hohen CO2-abscheidung Rate für den Methanreformierungsprozess die Emissionen um bis zu 75 % gesenkt werden können, verglichen mit einem System mit einer ähnlichen Leckagerate, aber ohne CO2-Abscheidung. Eine höhere Methanleckagerate von 8 % hebt den Vorteil der CO2-Abscheidung jedoch vollständig auf: Bei einem GWP 100 sind die Gesamtemissionen ähnlich hoch wie bei Systemen mit geringer Leckagerate ohne CO2-abscheidung und Speicherung, und bei einem GWP 20 sind die Emissionen fast doppelt so hoch wie bei Systemen mit geringer Leckagerate und ohne CO2-abscheidung und Speicherung. Dies unterstreicht die Notwendigkeit, sowohl CO2-abscheidung und Speicherung zu implementieren als auch die vorgelagerten Methanleckagen zu reduzieren. 

Wie wird eine Ökobilanz durchgeführt? 

Der erste Schritt bei der Durchführung einer LCA besteht darin, die Systemgrenzen festzulegen, innerhalb derer alle THG-Emissionen berücksichtigt werden sollen. Die nachstehende Abbildung zeigt ein Beispiel für eine vollständige Ökobilanz verschiedener Wasserstofferzeugungspfade (SMR+CCS und Elektrolyse). Sie deckt alle Stufen von der Erzeugung von Primärenergie (Erdgas oder Strom) bis zur endgültigen Verwendung des Kraftstoffs ab.  

Bei einer Ökobilanz zu berücksichtigende Phasen 

• Der Input bezieht sich auf die Emissionen, die bei der Herstellung aller für den Kraftstoffherstellungsprozess benötigten Energie und Materialien entstehen, einschließlich der Emissionen beim Bau der Anlagen. Im Falle eines SMR-Prozesses wäre der Energieinput Erdgas, während im Falle der Verwendung eines Elektrolyseurs für die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff der Input erneuerbare Elektrizität wäre. Im Falle von Erdgas würden die Input-Emissionen die mit der Erdgasförderung, -verarbeitung, -speicherung und dem Transport zur SMR-Anlage verbundenen Emissionen umfassen, einschließlich aller Methanentweichungen und -lecks sowie der mit dem Abfackeln und der Verbrennung entlang der Versorgungskette verbundenen CO2-Emissionen. Methanleckagen können einen wichtigen Beitrag zu den gesamten THG-Emissionen von kohlenstoffarmem Wasserstoff über SMR+CCS leisten, da das Erderwärmungspotenzial von Methan über einen Zeitraum von 100 Jahren (GWP100) oder 20 Jahren (GWP20) 29,8 bis 82,5 Mal höher ist als das von CO2. Das GWP100 wird üblicherweise in den Rechtsvorschriften für CO2 und Methan verwendet. Ein kürzeres Methan-GWP wie das GWP20 wäre jedoch bei der Bewertung dieser Leckagen angemessener, um die kurzfristigen Klimaauswirkungen von Methan besser widerzuspiegeln, da das Gas nur etwa ein Dutzend Jahre in der Atmosphäre verbleibt, aber im nächsten Jahrzehnt große Auswirkungen auf die Temperaturen hat. 

Um kohlenstoffarmen Wasserstoff über einen Erdgaspfad zu erzeugen, wird CO2-abscheidung und Speicherung mit herkömmlichen Dampfreformierungsverfahren gekoppelt, um die Rauchgase abzutrennen und die gesamten CO2-Emissionen zu verringern. In diesem Fall muss die zusätzliche Energie, die für den Betrieb der CO2-abscheidung und der Speichereinheit benötigt wird (z. B. Strom und Wärme), mit den damit verbundenen vorgelagerten Emissionen ebenfalls als Input berücksichtigt werden. Im Falle von elektrolytischem Wasserstoff sollten auch die Emissionen aus der Stromerzeugung berücksichtigt werden, unabhängig davon, ob Strom aus dem Netz oder aus erneuerbaren Energien verwendet wird. Erneuerbare Energien werden oft als "Null-Emissions-Strom" bezeichnet, da es keine verbrennungsbedingten Emissionen gibt. Die vorgelagerten Emissionen aus der Rohstoffgewinnung und dem Bau können jedoch erheblich sein und müssen wie bei jeder anderen Energiequelle in den Inputs berücksichtigt werden. Der Kohlenstoff-Fußabdruck von erneuerbaren Energien wie Wind und Photovoltaik hängt stark von den Kapazitätsfaktoren ab, da diese Ressourcen sehr variabel sind und stark vom Standort abhängen. Fußabdruck von PV in Europa zwischen 38 gCO2e/kWh und 89 gCO2e/kWh, abhängig von der Sonneneinstrahlung an den verschiedenen Standorten. Bei der Windenergie liegt der Mittelwert der THG-Emissionen über den gesamten Lebenszyklus für Onshore- und Offshore-Anlagen bei 11 g CO2eq/kWh.  

• Prozesse beziehen sich auf Emissionen im Zusammenhang mit dem Prozess zur Erzeugung des Brennstoffs (d. h. die Wasserstoffproduktionseinheit selbst). Im Falle von durch SMR erzeugtem Wasserstoff sind dies die Emissionen aus den Abgasen der SMR-Anlage. Bei der Kombination von SMR mit CO2-abscheidung und Speicherung müssen auch die Emissionen aus der Abscheidung, dem Transport und der Speicherung berücksichtigt werden, die nicht als Teil der Inputs berücksichtigt wurden (z. B. CO2-Leckagen), sowie eine negative Emissionsgutschrift in Höhe der abgeschiedenen und gespeicherten CO2-Menge. Bei Wasserstoff, der durch Elektrolyse hergestellt wird, fallen in diesem Stadium keine Emissionen an.  

• Transport, Lagerung und Verteilung umfassen alle Emissionen, die zwischen der Wasserstoffproduktion und dem Endverbraucher des Kraftstoffs entstehen. Dazu gehören Emissionen aus dem Bau der erforderlichen Anlagen und Einrichtungen sowie Emissionen aus der für den Transport verwendeten Energie, sei es Kraftstoff für ein Seetankschiff oder die für Verteilungspipelines erforderliche Kompression. Alle vorgelagerten Emissionen, die mit der Erzeugung der für den Transport benötigten Energie verbunden sind, müssen berücksichtigt werden (z. B. verflüssigtes Erdgas, das als Bunkertreibstoff verwendet wird). Wenn Wasserstoff für den Transport verflüssigt oder ein Wasserstoffträger verwendet wird (z. B. Ammoniak oder flüssiger organischer Wasserstoffträger), müssen alle Emissionen aus der Umwandlung/Rekonversion ebenfalls in diese Phase einbezogen werden. Ein emissionsintensives Transport- und Verteilungssystem könnte die Vorteile, die sich aus der Verwendung von CO2-freie kraftstoffe ergeben, möglicherweise zunichte machen, selbst wenn es sich um erneuerbaren Wasserstoff handelt (z. B.: Transport von Wasserstoff über lange Strecken mit Schwerölschiffen). 

• Die Verbrennung/Endverwendung ist die Phase, in der der Brennstoff verbrannt wird, um Energie zu erzeugen, wobei sein Kohlenstoffgehalt an die Atmosphäre abgegeben wird. CO2-freie kraftstoffe wie Wasserstoff enthalten keine Kohlenstoffatome und emittieren daher bei der Verbrennung kein CO2, im Gegensatz zu fossilen Brennstoffen. Bei der Verbrennung von Wasserstoff oder Ammoniak können jedoch Stickoxide (Nox) entstehen, wie dies bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe mit Luft der Fall ist. Obwohl Stickoxide selbst keine Treibhausgase sind, führen sie durch Sekundärreaktionen zur Bildung von Ozon und haben somit einen indirekten Treibhauseffekt. Das Ausmaß dieser Auswirkung sollte bei den Verbrennungsemissionen bewertet werden. Bei Brennstoffzellen-Elektrofahrzeugen (FCEV) wird Wasserstoff in Strom umgewandelt, wobei nur Wasser freigesetzt wird. 

Kohlenstoffarmer vs. erneuerbarer Wasserstoff?  

Es gibt eine lange Debatte über kohlenstoffarmen Wasserstoff und insbesondere über Wasserstoff aus Methanreformierungsprozessen mit CO2-abscheidung und Speicherung im Vergleich zu erneuerbarem Wasserstoff aufgrund der oben erwähnten Methanleckagen in der Erdgasversorgungskette. Die Elektrifizierung und der massive Einsatz erneuerbarer Energien stehen im Mittelpunkt der Dekarbonisierungsstrategie der EU. Erneuerbarer Wasserstoff allein wird jedoch höchstwahrscheinlich nicht in der Lage sein, den gesamten für die Zukunft erwarteten Wasserstoffbedarf zu decken, wie die Europäische Kommission in ihrer Wasserstoffstrategie anerkannt hat. Darüber hinaus sind bei der Betrachtung der Lebenszyklusemissionen von erneuerbarem Wasserstoff auch die damit verbundenen vorgelagerten Emissionen von erneuerbaren Energien zu berücksichtigen, was zu einem sehr emissionsarmen, aber nicht emissionsfreien Wasserstoff führt.  

Aus diesem Grund ist eine ordnungsgemäße LCA der verschiedenen Wasserstofferzeugungswege von größter Bedeutung. Damit Wasserstoff durch SMR+CCS als wirklich "kohlenstoffarm" angesehen werden kann, müssen zwei wichtige Punkte berücksichtigt werden: 

• Minimizing methane emissions rates along the natural gas supply chain (ideally <0.3% for GWP20). In large gas producing countries that export gas to the EU—like Russia, Algeria, and the U.S.—typical emissions rates reach 2% or even 6%-8% in countries like Libya, Iraq, and some oil-heavy fields in the U.S. Lower methane loss rates between 0.003% and 1.3% were measured in Norwegian offshore O&G fields in 2019. CATF has documented feasible, and cost-effective methane standards that can be implemented to significantly reduce methane emissions in Europe and the U.S. 
• Erzielung hoher_{CO2-Entfernungsraten} bei Methanreformierungsprozessen (>93%) Bestimmte Methanreformierungsprozesse wie das Authothermal Reforming (ATR) ermöglichen eine höhere Abscheidungsrate als SMR, wenn sie mit CO2-abscheidung und Speicherung gekoppelt werden. ATR-Technologien mit hohen Abscheidungsraten befinden sich noch in der Entwicklung, aber das Projekt HyNet LCH" im Vereinigten Königreich strebt eine Gesamtabscheidungsrate von 97 % an (mit der Möglichkeit, diese Rate weiter zu erhöhen), die bis 2024 in Betrieb gehen soll. 

Während sich die Welt um die Schaffung eines neuen globalen Wasserstoffmarktes bemüht, sind die europäischen Entscheidungsträger in der Lage, diesen Prozess zu beschleunigen. Angesichts des prognostizierten massiven Bedarfs an importiertem Wasserstoff zur Dekarbonisierung der europäischen Industrie und der großen Häfen sowie der Tatsache, dass die Akteure der Industrie in der Lage sind, die Nachfrage nach einer kohlenstoffarmen Wasserstoffproduktion zu signalisieren, ist Europa ein entscheidender Marktplatz für diesen neuen globalen Rohstoff. Auf politischer Ebene würde die Festlegung klarer Standards für Wasserstoff, die sicherstellen, dass dieser neue Handel klimaschonend ist, massive Auswirkungen auf die Dekarbonisierung auch außerhalb Europas haben.  

CATF setzt sich für die schnellstmögliche Verabschiedung von LCA-gestützten Normen ein und arbeitet mit den Gesetzgebern in Brüssel und den EU-Hauptstädten zusammen, um sicherzustellen, dass der kommende Wasserstoffboom die Emissionen senkt und gleichzeitig die Sektoren schützt, die heute auf Kraftstoffe angewiesen sind.