maschinelle Übersetzung: Wie grün ist blauer Wasser­stoff?

von Robert W. Howarth, Mark Z. Jacobson,
e
rstmals veröffentlicht:12. August 2021,https://doi.org/10.1002/ese3.956

1. EINLEITUNG

Wasserstoff gilt weithin als wichtiger Brennstoff für eine zukünftige Energiewende. Derzeit wird Wasserstoff hauptsächlich von der Industrie bei der Ölraffination und der Produktion von synthetischem Stickstoffdünger verwendet, und nur wenig für Energie, da er im Vergleich zu fossilen Brennstoffen teuer ist.1Wasserstoff wird jedoch zunehmend als Mittel zur Bekämpfung des Klimawandels beworben, wie aus einem kürzlich in der New York Times veröffentlichten Artikel hervorgeht.2Vor diesem Hintergrund soll Wasserstoff nicht nur für schwer dekarbonisierungsbedürftige Wirtschaftszweige wie den Fernverkehr per Lkw und Flugzeug genutzt werden, sondern auch zum Heizen und Kochen, wobei Wasserstoff mit Erdgas vermischt und über bestehende . an Haushalte und Unternehmen verteilt wird Rohrleitungssysteme.2Versorgungsunternehmen untersuchen auch die Verwendung von Wasserstoff, der wiederum mit Erdgas gemischt wird, um bestehende Stromerzeugungsanlagen anzutreiben.3In Europa sieht ein kürzlich veröffentlichter Bericht von Gas for Climate, einem Verband von Erdgasleitungsunternehmen, die großflächige Nutzung von Wasserstoff in der Zukunft für die Wärme- und Stromerzeugung vor.4Der Hydrogen Council, eine 2017 von British Petroleum, Shell und anderen Öl- und Gaskonzernen gegründete Gruppe, hat gefordert, künftig alle Häuser mit Wasserstoff zu heizen.5

Der überwiegende Teil des Wasserstoffs (96%) wird aus fossilen Brennstoffen gewonnen, insbesondere aus der Dampfmethanreformierung (SMR) von Erdgas, aber auch aus der Kohlevergasung.6Bei SMR, das für etwa drei Viertel der gesamten Wasserstoffproduktion weltweit verantwortlich ist,7Hitze und Druck werden verwendet, um das Methan im Erdgas in Wasserstoff und Kohlendioxid umzuwandeln. Der so erzeugte Wasserstoff wird oft als „grauer Wasserstoff“ bezeichnet, im Gegensatz zum „braunen Wasserstoff“ aus der Kohlevergasung.8Die Produktion von grauem Wasserstoff ist für 6 % des weltweiten Erdgasverbrauchs verantwortlich.7Wasserstoff kann auch durch Elektrolyse von Wasser erzeugt werden. Wenn dieser Strom aus einer sauberen, erneuerbaren Quelle wie Wasser-, Wind- oder Solarenergie erzeugt wird, wird der Wasserstoff als „grüner Wasserstoff“ bezeichnet. Im Jahr 2019 war grüner Wasserstoff nicht wettbewerbsfähig mit grauem Wasserstoff,9Das ändert sich jedoch, da die Kosten für erneuerbare Energien rapide sinken und Elektrolyseure effizienter werden. Dennoch scheint die Versorgung mit grünem Wasserstoff in der Zukunft zumindest für die nächsten Jahrzehnte begrenzt zu sein.2, 5

Die Treibhausgasemissionen von grauem Wasserstoff sind hoch,10, 11und so fördern zunehmend die erdgasindustrie und andere den „blauen wasserstoff“.5, 8, 9Blauer Wasserstoff ist ein relativ neues Konzept und kann sich auf Wasserstoff beziehen, der entweder durch SMR von Erdgas oder Kohlevergasung hergestellt wird, jedoch mit Kohlendioxidabscheidung und -speicherung. Im Jahr 2021 gab es weltweit nur zwei Anlagen für blauen Wasserstoff, die Erdgas zur Herstellung von Wasserstoff im kommerziellen Maßstab verwendeten, soweit wir feststellen können, eine von Shell in Alberta, Kanada, und die andere von Air Products in Texas. VEREINIGTE STAATEN VON AMERIKA.12Blauer Wasserstoff wird häufig mit null oder geringen Treibhausgasemissionen beschrieben.8, 9Dies stimmt jedoch nicht: Nicht alle Kohlendioxidemissionen können erfasst werden, und ein Teil des Kohlendioxids wird bei der Herstellung von blauem Wasserstoff emittiert.1Darüber hinaus hat bisher keine von Experten begutachtete Analyse Methanemissionen berücksichtigt, die mit der Herstellung des Erdgases verbunden sind, das zur Erzeugung von blauem Wasserstoff benötigt wird.1Methan ist ein starkes Treibhausgas. Im Vergleich von Masse zu Masse ist es als Erwärmungsmittel mehr als 100-mal stärker als Kohlendioxid für die Zeit, in der sich beide Gase in der Atmosphäre befinden, und verursacht über einen integrierten Zeitraum von 20 Jahren eine 86-fache Erwärmung als Kohlendioxid. nach einer gepulsten Emission der beiden Gase. Schätzungen zufolge sind etwa 25 % der Netto-Erwärmung der letzten Jahrzehnte auf Methan zurückzuführen.13In einem kürzlich veröffentlichten Bericht kam das Umweltprogramm der Vereinten Nationen zu dem Schluss, dass die weltweiten Methanemissionen aus allen Quellen bis 2030 um 40-45 % reduziert werden müssen, um den kostengünstigsten Weg zur Begrenzung des Anstiegs der Erdtemperatur auf 1,5 °C zu erreichen , das Ziel der COP 21 in Paris im Dezember 2015.14

Hier untersuchen wir den gesamten Treibhausgas-Fußabdruck von grauem und blauem Wasserstoff, der sowohl Methan- als auch Kohlendioxidemissionen berücksichtigt. Bei blauem Wasserstoff konzentrieren wir uns eher auf Erdgas als auf Kohle, also auf grauen Wasserstoff in Kombination mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung. In China dominiert nun brauner Wasserstoff aus Kohle aufgrund der relativen Preise von Erdgas und Kohle den grauen Wasserstoff aus Erdgas, aber weltweit und insbesondere in Europa und Nordamerika dominiert grauer Wasserstoff.1

2 SCHÄTZUNG DER EMISSIONEN AUS DER HERSTELLUNG VON GRAUEM WASSERSTOFF

Die Treibhausgasemissionen aus der Produktion von grauem Wasserstoff lassen sich in zwei Teile unterteilen: (a) den SMR-Prozess, bei dem Methan in Kohlendioxid und Wasserstoff umgewandelt wird; und (b) die Energie, die verwendet wird, um die Wärme und den Hochdruck zu erzeugen, die für den SMR-Prozess benötigt werden. Bei blauem Wasserstoff, auf den wir später in diesem Papier eingehen, müssen auch die Emissionen aus der Stromerzeugung, die für den Betrieb der Kohlendioxidabscheidungsanlage erforderlich ist, berücksichtigt werden. In dieser Analyse betrachten wir nur die Emissionen von Kohlendioxid und Methan und nicht von anderen Treibhausgasen wie Lachgas, die wahrscheinlich viel geringer sind. Bei Methan betrachten wir die Hauptkomponenten seiner Lebenszyklusemissionen, die mit dem Abbau, Transport, der Speicherung und Nutzung des Erdgases verbunden sind, das zur Herstellung von Wasserstoff und zur Kohlenstoffabscheidung in der Energieerzeugung benötigt wird. Die Emissionen werden pro bei der Verbrennung des Wasserstoffs erzeugter Energieeinheit ausgedrückt, um den Vergleich des Treibhausgas-Fußabdrucks mit anderen Kraftstoffen zu erleichtern.15, 16In dieser Arbeit verwenden wir Bruttoheizwerte.

Wir beginnen mit der Schätzung, wie viel Methan verbraucht wird und wie viel Kohlendioxid bei den beiden Aspekten der Produktion von grauem Wasserstoff entsteht. Aus diesen Informationen können wir im Folgenden die Emissionen von unverbranntem Methan abschätzen.

2.1 Verbrauch von Methan und Erzeugung von Kohlendioxid im SMR-Verfahren

Beim SMR-Verfahren werden 1 Mol Kohlendioxid und 4 Mol Wasserstoffgas (H2) entstehen pro Mol verbrauchtem Methan nach dieser Gesamtreaktion:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0001(1)

Der Bruttowärmegehalt von Wasserstoff beträgt 0,286 MJ pro Mol,17oder Umkehrung dieses Wertes, 3,5 Mol H2pro MJ. Das beim SMR-Verfahren entstehende Kohlendioxid ergibt sich aus:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0002(2)

Bei einem Molekulargewicht von 44,01 g pro Mol beträgt die beim SMR-Prozess erzeugte Kohlendioxidmenge 38,51 g CO2pro MJ (Tabelle1). Die verbrauchte Methanmenge ergibt sich aus:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0003(3)
TABELLE 1.Vergleich des verbrauchten Methans, des erzeugten Kohlendioxids und der Emissionen von Methan und Kohlendioxid für jeden Schritt der Methanverarbeitung zu Wasserstoff für grauen Wasserstoff, blauer Wasserstoff mit Kohlendioxidabscheidung aus dem SMR-Prozess, aber nicht aus die Abgase, die bei der Verbrennung von Erdgas für den Betrieb der SMR-Anlagen entstehen, und blauer Wasserstoff mit Kohlendioxidabscheidung sowohl aus dem SMR-Prozess als auch aus den Abgasen
Graues H2Blaues H2(ohne Rauchgaserfassung)Blaues H2(mit Rauchgasabscheidung)
SMR-Prozess
CH4verbraucht (g CH4/ MJ)14.014.014.0
WAS2produziert (g CO2/ MJ)38.538.538.5
Flüchtling CH4-Emissionen (g CH4/ MJ)0.490.490.49
Flüchtling CH4-Emissionen (g CO2Äq/MJ)42.142.142.1
Direktes CO2-Emissionen (g CO2/ MJ)38.55.85.8
WAS2Erfassungsrate0%85%85%
Energie zum Antrieb von SMR
CH4verbraucht (g CH4/ MJ)11.611.611.6
WAS2produziert (g CO2/ MJ)31.831.831.8
Flüchtling CH4-Emissionen (g CH4/ MJ)0.410.410.41
Flüchtling CH4-Emissionen (g CO2Äq/MJ)35.335.335.3
Direktes CO2-Emissionen (g CO2/ MJ)31.831.811.1
WAS2Erfassungsrate0%0%65%
Energie für die CO2-Abscheidung
CH4verbraucht (g CH4/ MJ)03.06.0
WAS2produziert (g CO2/ MJ)08.216.3
Flüchtling CH4-Emissionen (g CH4/ MJ)00.110.21
Flüchtling CH4-Emissionen (g CO2Äq/MJ)09.51
Direktes CO2-Emissionen (g CO2/ MJ)08.216.0
Indirektes vorgelagertes CO2-Emissionen (g CO2/ MJ)5.35.96.5
Gesamtes verbrauchtes CH4 (g CH4/ MJ)25.628.631.6
Gesamt-CO2emittiert (g CO2/ MJ)75.651.739.7
Totaler Flüchtling CH4-Emissionen (g CO2Äq/MJ)77.486.995.4
Gesamtemissionen (g CO2Äq/MJ)153139135
Notiz
  • Die Methan-Leckagerate beträgt 3,5 %.

Mit einem Molekulargewicht von 16,04 g pro Mol 14,04 g CH4pro MJ wird während des SMR-Prozesses verbraucht (Tabelle1). Bei diesen Schätzungen darüber, wie viel Methan verbraucht wird und wie viel Kohlendioxid während des SMR-Prozesses produziert wird, gibt es im Wesentlichen keine Unsicherheit: Die Beziehung wird durch die chemische Stöchiometrie in Gleichung (1).

2.2 Verbrauch von Methan und Produktion von Kohlendioxid aus Energie, die zum Antrieb des SMR-Prozesses benötigt wird

Die Herstellung von Wasserstoff aus Methan ist eine endotherme Reaktion und erfordert einen erheblichen Energieeinsatz zwischen 2,0 und 2,5 kWh pro m3Wasserstoff, um die notwendige Wärme und den Druck bereitzustellen.18Diese Energie stammt fast ausschließlich aus Erdgas bei der Herstellung von grauem Wasserstoff und damit vermutlich auch bei der für Europa oder Nordamerika vorgeschlagenen Herstellung von blauem Wasserstoff.1Mit einem Mittelwert von 2,25 kWh pro m3von Wasserstoff schätzen wir die Energie in Erdgas (Methan), die erforderlich ist, um ein Mol Wasserstoff zu produzieren, wie folgt:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0004(4)

Das heißt, pro Mol produziertem Wasserstoff werden 0,1814 MJ Energie aus der Verbrennung von Methan benötigt. Bei der Verbrennung von Erdgas zur Wärmeerzeugung 50 g CO2pro MJ an Emissionen werden unter Verwendung von Bruttoheizwerten erzeugt.19Beachten Sie, dass bei Verwendung von Nettoheizwerten höhere Kohlendioxid-Emissionswerte angegeben werden.

Deswegen,

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0005(5)

Wie oben erwähnt, entspricht der Bruttowärmegehalt von Wasserstoff 3,5 Mol H2pro MJ. Deswegen,

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0006(6)

Pro MJ produziertem Wasserstoff werden also 31,8 g Kohlendioxid erzeugt, um die Wärme und den Druck zum Antrieb des SMR-Prozesses zu erzeugen (Tabelle1). Da ein Mol Methan in Erdgas verbrannt wird, um ein Mol Kohlendioxid zu erzeugen, können wir den Methanverbrauch wie folgt schätzen:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0007(7)

Siehe Tabelle1.

2.3 Gesamte Kohlendioxid- und Methanemissionen für grauen Wasserstoff

Die Summe des Kohlendioxids aus dem SMR-Prozess (38,5 g CO2pro MJ) und aus der eingesetzten Energie zur Erzeugung von Wärme und Strom für die SMR (31,8 g CO2pro MJ) beträgt 70,3 g CO2pro MJ. Darüber hinaus wird Energie benötigt, um das zur Erzeugung des Wasserstoffs verwendete Erdgas zu produzieren, zu verarbeiten und zu transportieren. Mit der Analyse von Santoro et al.20wie von Howarth et al. berichtet,21diese indirekten Upstream-Emissionen betragen ca. 7,5 % der direkten Kohlendioxidemissionen von Erdgas oder zusätzlich 5,3 g CO2pro MJ (7,5 % von 70,3 g CO .)2pro MJ). Die Gesamtmenge an produziertem Kohlendioxid beträgt daher 75,6 g CO2pro MJ (Tabelle1).

Die Gesamtmenge an Methan im Erdgas, die zur Erzeugung von grauem Wasserstoff verbraucht wird, ist die Summe der im SMR-Prozess verwendeten Menge (14,04 g CH4pro MJ) und die verbrannte Menge, um die für den Prozess erforderliche Wärme und den hohen Druck zu erzeugen (11,6 g CH4pro MJ) oder 25,6 g CH4pro MJ. Es ist nicht möglich, Erdgas zu produzieren und zu nutzen, ohne dass ein Teil des Methans unverbrannt in die Atmosphäre abgegeben wird, sowohl aufgrund von Leckagen als auch aufgrund gezielter Emissionen einschließlich Entlüftung.21, 22Im Folgenden diskutieren wir kurz die neuere Literatur, die Methanemissionen aus dem Erdgasbetrieb charakterisiert, und verwenden eine Reihe von Werten in einer Sensitivitätsanalyse. Hier stützen wir uns für unsere Standardschätzung des Treibhausgas-Fußabdrucks von grauem Wasserstoff auf eine kürzlich veröffentlichte Synthese zu „Top-Down“-Emissionsstudien.16Top-down-Schätzungen verwenden Informationen wie von Satelliten oder Flugzeugüberflügen, die einen integrierten Fluss charakterisieren. Der Mittelwert von Schätzungen aus 20 verschiedenen Studien in 10 großen Erdgasfeldern in den Vereinigten Staaten, normalisiert auf die Gasförderung in diesen Feldern, zeigt, dass 2,6% der Gasförderung in die Atmosphäre emittiert werden.16Dies ist eine gute Schätzung für die Upstream-Emissionen, die in den Gasfeldern auftreten. Methan wird auch bei der Lagerung und beim Transport zum Verbraucher emittiert, und die Daten der Top-down-Studie von Plant et al23schlägt vor, dass dies zusätzliche 0,8% sind.16, 24Zusammen mit den 2,6% für Emissionen auf Feldebene gehen wir davon aus, dass insgesamt 3,4% der Produktion in die Atmosphäre emittiert werden. Beachten Sie, dass Methan nicht nur zwischen Produktion und Verbrauch aufgrund von Leckagen verloren geht, sondern auch von der Erdgasindustrie verbrannt wird, um die Verarbeitung und den Transport von Erdgas zu betreiben. Dies ist wichtig zu berücksichtigen, da wir bewerten möchten, wie viel Methan für das Methan im Erdgas emittiert wird, das bei der Herstellung von Wasserstoff verbraucht wird. Im Jahr 2015 betrug die Erdgasförderung in den USA 817 Mrd. m3, während der Verbrauch 771 Mrd. m . betrug3,25, 26(Umrechnung von Kubikfuß in Kubikmeter). Anhand dieser Informationen können wir die Methanemissionen in Prozent des Gasverbrauchs wie folgt abschätzen:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0008(8)

Mit diesem Wert und der Methanmenge, die zur Erzeugung von grauem Wasserstoff verbraucht wird, können wir die vorgelagerten Methanemissionen abschätzen:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0009(9)

Um Methanemissionen mit Kohlendioxidemissionen zu vergleichen, bedarf es eines bestimmten Zeitrahmens, da die Halbwertszeit von Methan in der Atmosphäre nur etwa 12 Jahre beträgt, weit weniger als die von Kohlendioxid.13In Treibhausgasinventaren wird Methan häufig mit Kohlendioxid über einen integrierten Zeitraum von 100 Jahren nach gepulsten Emissionen beider Gase verglichen. Dies unterschätzt jedoch die Rolle von Methan bei der globalen Erwärmung über kürzere Zeiträume. Eine wachsende Zahl von Wissenschaftlern forderte, anstelle oder zusätzlich zu der 100-Jahres-Periode einen integrierten Zeitraum von 20 Jahren zu verwenden.15, 21, 24, 27, 28Der 20-jährige Zeitrahmen ist nun im Bundesstaat New York im Rahmen des Climate Leadership and Community Protection Act von 2019 gesetzlich vorgeschrieben.24Und angesichts der Dringlichkeit, die Methanemissionen in den kommenden zehn Jahren weltweit zu reduzieren, ist ein Zeitraum von 20 Jahren angemessener als ein Zeitraum von 100 Jahren.14Hier verwenden wir den 20-Jahres-Zeitrahmen mit dem Global Warming Potential (GWP) für 20 Jahre von 86.13Wir berücksichtigen auch andere GWP-Werte in einer unten dargestellten Sensitivitätsanalyse. Mit dem Wert 86 schätzen wir die mit der Produktion von grauem Wasserstoff verbundenen vorgelagerten Methanemissionen in Einheiten von Kohlendioxidäquivalenten (CO2eq) also:

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Die Summe der Kohlendioxidemissionen (75,6,0 g CO2pro MJ) und unverbranntem Methan (77,4 g CO2eq pro MJ) für die Herstellung von grauem Wasserstoff beträgt 153 g CO2eq pro MJ (Tabelle1).

Es gibt bemerkenswert wenige veröffentlichte Peer-Review-Papiere, mit denen unsere Schätzung verglichen werden kann. Viele nicht begutachtete Berichte geben Schätzungen für die Kohlendioxidemissionen von grauem Wasserstoff an, die im Bereich von 10 Tonnen Kohlendioxid pro Tonne Wasserstoff liegen.1, 7obwohl Daten zur Untermauerung dieser Werte im Allgemeinen fehlen, vielleicht weil sie auf vertraulichen Informationen beruhen.11Da der Bruttowärmegehalt von Wasserstoff 0,286 MJ pro Mol beträgt,1710 Tonnen Kohlendioxid pro Tonne Wasserstoff entsprechen 70 g CO2pro MJ. Dies ist ähnlich, aber etwas niedriger als unser Wert von 75,6 g CO2pro MJ. Die meisten dieser nicht von Experten begutachteten Berichte enthalten kein Methan in ihren Schätzungen.1oder wenn sie dies tun, geben sie keine Einzelheiten darüber an, wie sie dies tun. Die gründlichste von Experten begutachtete Analyse der Kohlendioxidemissionen für grauen Wasserstoff ist die von Sun et al11die Daten sowohl über die Wasserstoffproduktionsraten als auch über die Kohlendioxidemissionen von vielen einzelnen Einrichtungen in den Vereinigten Staaten erhielten. Sie kamen zu dem Schluss, dass die Kohlendioxidemissionen für grauen Wasserstoff im Durchschnitt 77,8 g CO . betragen2pro MJ, bemerkenswert nah an unserem Wert von 75,6 g CO2pro MJ. Sie schätzten die Methanemissionen nicht.

3 SCHÄTZUNG DER EMISSIONEN FÜR BLAUEN WASSERSTOFF

Blauer Wasserstoff unterscheidet sich von grauem Wasserstoff dadurch, dass mit blauem Wasserstoff ein Teil des beim SMR-Prozess freigesetzten Kohlendioxids eingefangen wird. Bei einer anderen Version des Blauwasserstoff-Prozesses wird zusätzliches Kohlendioxid aus den Rauchgasen entfernt, die bei der Verbrennung von Erdgas entstehen, um die Wärme und den hohen Druck bereitzustellen, die zum Antrieb des SMR-Prozesses erforderlich sind. Eine dritte Gruppe von Emissionen, die normalerweise nicht abgeschieden werden, sind Kohlendioxid und Methan aus der Energie, die zur Erzeugung des Stroms für die Ausrüstung zur Kohlenstoffabscheidung verwendet wird.

3.1 Wie viel Kohlendioxid wird nach der Kohlenstoffabscheidung emittiert?

Wie bereits erwähnt, sind im Jahr 2021 nur zwei Anlagen zur Erzeugung von blauem Wasserstoff aus Erdgas im kommerziellen Betrieb. Daher liegen nur begrenzte Daten über den prozentualen Anteil an Kohlendioxid vor, der abgeschieden werden kann. Für das während der SMR erzeugte Kohlendioxid reichen die berichteten Abscheidungseffizienzen von 53 % bis 90 %.29Aktuelle Daten aus einer der beiden kommerziell betriebenen Anlagen, dem Shell-Werk in Alberta, zeigen eine durchschnittliche Erfassungseffizienz von 78,8 %, wobei die Tagesraten mit Ausnahme eines Ausreißers von 15 % zwischen 53 % und 90 % schwanken.30Für unsere Basisanalyse verwenden wir eine Erfassungsrate von 85 %, etwa auf halbem Weg zwischen den 78,8 % für den Shell-Plan und dem besten Fall von 90 %. Anwenden von 100 % abzüglich der Abscheidungseffizienz auf das in SMR erzeugte Kohlendioxid:

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Das heißt, 5,8 g CO2pro MJ werden aus dem SMR-Prozess emittiert, nachdem die Emissionen für die Kohlenstoffabscheidung behandelt wurden (Tabelle1).

Bei den bisher kommerziell betriebenen Blauwasserstoffanlagen konzentrierte sich die Kohlenstoffabscheidung nur auf den SMR-Prozess, und es wurde kein Versuch unternommen, das bei der Verbrennung von Erdgas erzeugte Kohlendioxid abzuscheiden, das zur Bereitstellung von Wärme und Hochdruck verwendet wird. Wenn diese Verbrennungsemissionen abgeschieden werden, kann die Kohlendioxidabscheidungseffizienz niedriger sein als die aus dem SMR-Verfahren, da das Kohlendioxid im ersteren Fall stärker verdünnt ist. Uns sind keine Daten zur CO2-Abscheidungseffizienz von Kraftwerken, einschließlich Stromkraftwerken, die Erdgas verbrennen, bekannt, aber die Abscheidungseffizienzen von Kohlendioxid aus dem Abgasstrom von zwei Kohlekraftwerken liegen im Bereich von 55 %-72%.31-33Beachten Sie, dass in einer der Anlagen im Volllastbetrieb Wirkungsgrade von bis zu 90 % beobachtet wurden. Dies spiegelt jedoch nicht die Langzeitleistung wider, die bei durchschnittlicher Last bewertet wird. Die Last ist geringer als die Volllast, entweder wenn die Ausrüstung zur CO2-Abscheidung zur Reparatur außer Betrieb ist oder wenn der Kohlendioxidbedarf niedriger ist als bei Volllast. In dieser Analyse verwenden wir für unsere Basisanalyse einen Wert von 65 % Abscheidegrad aus Rauchgasen. Anwenden von 100 % abzüglich dieses Faktors für die Emissionen des zur Erzeugung von Wärme und Druck verbrannten Erdgases:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0012(12)

Daher liegen die gesamten Kohlendioxidemissionen aus dem SMR-Prozess, einschließlich der zum Antrieb des Prozesses aufgewendeten Energie, im Bereich von 16,9 g CO .2pro MJ, wenn der Rauchabzug erfasst wird (5,8 g CO2pro MJ plus 11,1 g CO2pro MJ) auf 37,6 g CO2pro MJ (5,8 g CO2pro MJ plus 31,8 g CO2pro MJ), wenn die Rauchgase nicht behandelt werden (Tabelle1).

3.2 Verbrauch von Methan und Erzeugung von Kohlendioxid aus Strom, der zur Abscheidung von Kohlendioxid verwendet wird

Zur Abscheidung des Kohlendioxids wird Energie benötigt, die oft durch Strom erzeugt wird, der durch die Verbrennung von zusätzlichem Erdgas erzeugt wird.7Die bestehenden Blue-Hydrogen-Anlagen unternehmen keine Anstrengungen, das Kohlendioxid aus dem zur Stromerzeugung verbrannten Brennstoff abzuscheiden, und dies auch nicht im Fall der Kohlenstoffabscheidung aus Kohlekraftwerken.31Für diesen zusätzlichen Strom wird oft eine Energiestrafe von 25 % angenommen.3436Diese Schätzung basiert jedoch auf sehr wenigen öffentlich verfügbaren, überprüfbaren Informationen und kann optimistisch niedrig sein. Eine kürzlich durchgeführte Analyse der Kohlenstoffabscheidung aus den Rauchgasen eines Kohlekraftwerks, bei dem der Strom für die Kohlenstoffabscheidung aus einer speziellen Erdgasanlage stammte, ergab, dass die Kohlendioxidemissionen aus dem Erdgas 39 % des abgeschiedenen Kohlendioxids ausmachten aus den Kohle-Rauchgasen.31Kohlendioxid ist in den durch SMR erzeugten Gasen konzentrierter als in den Abgasen der Verbrennung, was darauf hindeutet, dass es leichter aufgefangen werden kann.

Für diese Analyse gehen wir davon aus, dass die bei der CO2-Abscheidung verwendete Energie zu Kohlendioxidemissionen in Höhe von 25 % des Kohlendioxids führt, das aus dem Stromreformierungsprozess abgeschieden wird, basierend auf IPCC,34Jacobson,35und Sgouridiet al.36Deswegen,

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0013(13)

Das heißt, die Emissionen aus der Energie, die zum Antrieb des aus dem SMR-Prozess abgeschiedenen Kohlenstoffs verwendet wird, betragen selbst zusätzliche 8,2 g CO2pro MJ (Tabelle1).

Wird auch Kohlendioxid aus den zur Wärme- und Druckerzeugung verwendeten Rauchgasen abgeschieden, gehen wir nach Jacobson davon aus, dass die Emissionen aus den Energiekosten 39 % der abgeschiedenen Emissionen betragen.31Das ist,

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0014(14)

Daher liegen die Kohlendioxidemissionen aus der Energie, die zum Antrieb der Kohlenstoffabscheidung verwendet wird, zwischen 8,2 g CO2pro MJ, wenn nur Emissionen aus dem SMR-Prozess erfasst werden oder zusätzlich 8,1 g CO2pro MJ für insgesamt 16,3 g CO2pro MJ, wenn auch Emissionen aus dem für Wärme und Druck genutzten Energieträger erfasst werden (Tabelle1).

Wie oben für Gleichung7, wird ein Mol Methan für jedes bei der Verbrennung emittierte Mol Kohlendioxid verbrannt. Daher können wir das verbrannte Methan zur Erzeugung des für die Kohlendioxidabscheidung benötigten Stroms wie folgt abschätzen, für den Fall, dass nur der SMR-Kohlenstoff abgeschieden wird:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0015(15)

Das heißt 3,0 g CH4pro MJ verbraucht werden, um den für die CO2-Abscheidung verwendeten Strom zu erzeugen, wenn nur die Emissionen des Reformierprozesses erfasst werden (Tabelle1). Werden auch die Emissionen aus der für Wärme und Druck aufgewendeten Energie erfasst,

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0016(16)

Daher wird Methan quantifiziert, das zur Förderung der Kohlenstoffabscheidung verwendet wird, wenn die Rauchgase aus der Verbrennung des Gases, das zur Wärme- und Druckerzeugung für den SMR-Prozess verwendet wird, 3,0 g CH . betragen4pro MJ plus 3,0 g CH4pro MJ, für insgesamt 6,0 g CH4pro MJ, wenn die Kohlenstoffabscheidung sowohl auf SMR als auch auf Abgase angewendet wird (Tabelle1).

Wenn wir wiederum davon ausgehen, dass 3,5 % des verbrauchten Erdgases unverbrannt in die Atmosphäre emittiert werden (wie in Gleichung9), dann sind für den Fall, dass nur Kohlendioxidemissionen von SMR erfasst werden, vorgelagerte Methanemissionen:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0017(17)

Für den Fall, dass Rauchgase auch zur Kohlenstoffabscheidung behandelt werden, betragen die vorgelagerten Methanemissionen:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0018(18)

Umrechnung dieser Methanemissionen in Kohlendioxidäquivalente:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0019(19)

Und

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0020(20)

Daher liegen die Upstream-Emissionen von unverbranntem Methan aus der Energie, die zur CO2-Abscheidung verwendet wird, zwischen 9,5 g CO2eq pro MJ, wenn nur der SMR-Kohlenstoff abgefangen wird und 18 g CO2eq pro MJ, wenn auch die Rauchgasemissionen erfasst werden (Tabelle1).

3.3 Gesamte Kohlendioxid- und Methanemissionen für blauen Wasserstoff

Die Gesamtemission von Kohlendioxid für die Herstellung von blauem Wasserstoff ist die Summe aus den Emissionen aus dem SMR-Prozess nach der CO2-Abscheidung, den Emissionen aus der Energie, die für Wärme und Druck zum Antrieb von SMR verwendet wird, den Emissionen aus der Energie, die zum Antrieb der CO2-Abscheidung verwendet wird, und die indirekten vorgelagerten Emissionen im Zusammenhang mit der Produktion und dem Transport von Erdgas. Die indirekten vorgelagerten Kohlendioxidemissionen resultieren aus der Aktivität, die zur Bereitstellung des Erdgases erforderlich ist, und sollten daher als Prozentsatz auf das bei der Verwendung von Erdgas erzeugte Kohlendioxid angewendet werden und nicht nur auf das nach der CO2-Abscheidung emittierte Kohlendioxid. Unter Verwendung des Ansatzes von Howarth et al.21dies sind 7,5 % des im SMR-Prozess erzeugten Kohlendioxids zuzüglich der Energie, die zum Befeuern dieses Prozesses wie bei grauem Wasserstoff (70,3 g CO .) benötigt wird2pro MJ) zuzüglich der Emissionen aus der Energie, die zum Antrieb der CO2-Abscheidung benötigt wird (8,2-16,3 g CO2pro MJ abhängig davon, ob die Rauchgase des SMR-Energieträgers erfasst werden). Daher liegen diese indirekten vorgelagerten Kohlendioxidemissionen zwischen 5,9 g CO2pro MJ und 6,5 g CO2pro MJ abhängig davon, ob die Rauchgasemissionen erfasst werden oder nicht (Tabelle1). Für den Fall, dass nur die Emissionen aus den SMR-Prozessen zur Kohlenstoffabscheidung behandelt werden, betragen die Gesamtemissionen von Kohlendioxid:

urn:x-wiley:20500505:media:ese3956:ese3956-math-0021(21)

Wenn auch die Emissionen aus Abgasen zur Kohlenstoffabscheidung behandelt werden:

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Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Gesamtemissionen von Kohlendioxid 51,7 g CO . betragen, wenn nur der Kohlenstoff aus dem SMR-Prozess selbst abgeschieden wird2pro MJ. Wenn auch Anstrengungen unternommen werden, um das Kohlendioxid aus den Rauchabgasen aus der den Reformierungsprozess antreibenden Energie abzutrennen, betragen die Gesamt-Kohlendioxidemissionen 39,7 g CO2pro MJ (Tabelle1). Die Behandlung der Abgase zur Kohlenstoffabscheidung reduziert die Gesamtlebenszyklusemissionen von Kohlendioxid um 23 %, weniger als erwartet. Dies liegt sowohl an einem relativ geringen Wirkungsgrad bei der CO2-Abscheidung von Rauchgasen31und auf die verstärkte Verbrennung von Erdgas, das benötigt wird, um den Strom für die Kohlenstoffabscheidung bereitzustellen.

Die Methanemissionen von blauem Wasserstoff sind die gleichen wie bei grauem Wasserstoff, mit Ausnahme derjenigen, die mit der verstärkten Nutzung von Energie aus Erdgas zum Antrieb des Kohlenstoffabscheidungsprozesses verbunden sind. Die Emissionen für grauen Wasserstoff betragen 77,4 g CO2Äq pro MJ. Die zusätzlichen Methanemissionen aus dem Gas, das zur CO2-Abscheidung verwendet wird, sind in den Gleichungen . angegeben19und20: 9,5 g CO2eq pro MJ, wenn nur SMR zur Kohlenstoffabscheidung und 18 g CO . behandelt wird2eq pro MJ, wenn auch die Abgase erfasst werden. Daher betragen die gesamten Upstream-Methanemissionen für die Produktion von blauem Wasserstoff:

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wenn nur Emissionen aus dem SMR-Prozess erfasst werden (Tabelle1). Wenn auch Rauchgase behandelt werden, betragen die gesamten Upstream-Methanemissionen:

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Die Gesamtemissionen für blauen Wasserstoff, wenn nur das SMR-Verfahren behandelt wird, sind die Summe der Kohlendioxidemissionen und der vorgelagerten Methanemissionen:

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Siehe Tabelle1. Wenn die Abgase auch zur Kohlendioxidabscheidung behandelt werden, betragen die Gesamtemissionen für die Herstellung von blauem Wasserstoff:

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Uns sind keine zuvor veröffentlichten, von Experten begutachteten Analysen zu den gesamten Kohlendioxid- oder Methanemissionen im Zusammenhang mit der Herstellung von blauem Wasserstoff bekannt. Mehrere nicht von Experten begutachtete Berichte deuten darauf hin, dass es möglich sein könnte, die Kohlendioxidemissionen für blauen Wasserstoff um 56 % (wenn nur der SMR-Prozess behandelt wird) bis 90 % (wenn auch Abgase behandelt werden) im Vergleich zu grauem Wasserstoff zu reduzieren.1, 7Es wurden jedoch keine Daten vorgelegt, um diese Schätzungen zu stützen, und sie beinhalten anscheinend keine Emissionen, die mit der Energie verbunden sind, die zur Förderung der CO2-Abscheidung benötigt wird. Unsere Ergebnisse mit einer vollständigen Lebenszyklusbewertung zeigen, dass die Annahmen von 56 bis 90 % zu optimistisch sind.

In Abbildung1vergleichen wir den Treibhausgas-Fußabdruck von grauem Wasserstoff mit blauem Wasserstoff, bei dem nur der SMR-Prozess abgeschieden wird, und mit blauem Wasserstoff, bei dem auch die Kohlenstoffabscheidung für die Abgase verwendet wird. Aufgrund der erhöhten Methanemissionen durch den verstärkten Einsatz von Erdgas bei der Behandlung von Rauchgasen zur CO2-Abscheidung sind die Gesamt-Treibhausgasemissionen nur geringfügig geringer als bei der alleinigen Behandlung des Kohlendioxids aus dem Stromreformierungsprozess, 135 gegenüber 139 g CO2Äq pro MJ. In beiden Fällen sind die Gesamtemissionen bei der Herstellung von blauem Wasserstoff nur 9 bis 12 % geringer als bei grauem Wasserstoff, 135 oder 139 g CO2eq pro MJ im Vergleich zu 153 g CO2Äq pro MJ. Blauer Wasserstoff ist kaum „emissionsarm“. Die geringeren, aber von null verschiedenen Kohlendioxidemissionen von blauem Wasserstoff im Vergleich zu grauem Wasserstoff werden teilweise durch die höheren Methanemissionen ausgeglichen. Wir stellen weiterhin fest, dass blauer Wasserstoff als Strategie nur insoweit funktioniert, als es möglich ist, Kohlendioxid langfristig auf unbestimmte Zeit zu speichern, ohne in die Atmosphäre zurückzutreten.

Vergleich der Kohlendioxid-Äquivalentemissionen aus grauem Wasserstoff, blauem Wasserstoff mit Kohlendioxidabscheidung aus dem SMR-Prozess, aber nicht aus den Abgasen, die bei der Verbrennung von Erdgas für den Betrieb der SMR-Anlage entstehen, blauer Wasserstoff mit Kohlendioxidabscheidung sowohl aus dem SMR-Prozess als auch aus den Abgasen wird Erdgas zur Wärmeerzeugung, Dieselöl zur Wärmeerzeugung und Kohle zur Wärmeerzeugung verbrannt. Die Kohlendioxidemissionen, einschließlich der Emissionen aus der Entwicklung, Verarbeitung und dem Transport der Kraftstoffe, sind orange dargestellt. Die kohlendioxidäquivalenten Emissionen von flüchtigem, unverbranntem Methan sind rot dargestellt. Die Methan-Leckagerate beträgt 3,5 %. Siehe Text für detaillierte Annahmen

4 VERGLEICH DER EMISSIONEN MIT ANDEREN KRAFTSTOFFEN UND SENSITIVITÄTSANALYSEN

4.1 Emissionen für fossile Brennstoffe

In Abbildung1, vergleichen wir auch die Treibhausgasemissionen von grauem und blauem Wasserstoff mit denen anderer Kraftstoffe pro bei der Verbrennung erzeugter Energieeinheit. Die ausgewiesenen Kohlendioxidemissionen für Kohle, Dieselöl und Erdgas umfassen sowohl direkte als auch indirekte Emissionen. Die direkten Emissionen basieren auf den Bruttoheizwerten der UVP.19Indirekte Emissionen sind diejenigen, die für die Entwicklung und Verarbeitung der Kraftstoffe erforderlich sind und basieren auf Howarth et al.21Diese indirekten Kohlendioxidemissionen betragen 4 g CO2pro MJ für Kohle, 8 g CO2pro MJ und 3,8 g CO2pro MJ für Erdgas. Für Erdgas werden vorgelagerte flüchtige Emissionen von unverbranntem Methan mit 3,5 % angenommen, wie wir für die Wasserstoffabschätzungen angenommen haben. Methanemissionen für Kohle und Dieselöl sind wie in Howarth dargestellt24: 0,185 g CH4pro MJ für Kohle und 0,093 g CH4pro MJ für Dieselöl, entsprechend 8,0 und 15,9 4 g CO2eq pro MJ jeweils basierend auf einem 20-Jahres-GWP von 86.

Die kombinierten Emissionen von Kohlendioxid und Methan sind für grauen Wasserstoff und für blauen Wasserstoff (unabhängig davon, ob Abgase zur Kohlenstoffabscheidung behandelt werden oder nicht) höher als für alle fossilen Brennstoffe (Abbildung1). Methanemissionen tragen wesentlich dazu bei, und die Methanemissionen von grauem und blauem Wasserstoff sind größer als bei allen fossilen Brennstoffen. Dies spiegelt den hohen Erdgasverbrauch bei der Herstellung von Wasserstoff wider. Bei grauem oder blauem Wasserstoff sind die Kohlendioxidemissionen geringer als bei Kohle oder Diesel. Auch die Kohlendioxidemissionen aus blauem Wasserstoff sind geringer als bei der direkten Verwendung von Erdgas als Kraftstoff, jedoch nicht wesentlich. Die Kohlendioxidemissionen von grauem Wasserstoff sind etwas größer als von Erdgas (Abbildung1).

4.2 Sensitivitätsanalysen für Methanemissionen

Angesichts der Bedeutung der Methanemissionen für den Treibhausgas-Fußabdruck von grauem und blauem Wasserstoff präsentieren wir hier Sensitivitätsanalysen zu unseren Schätzungen. Wir betrachten getrennt unterschiedliche Raten flüchtiger Methanemissionen und unterschiedliche zugewiesene GWP-Werte.

Unser oben verwendeter Standardwert für Methanemissionen für grauen Wasserstoff, blauen Wasserstoff und Erdgas beträgt 3,5 % des Verbrauchs. Wie oben erwähnt, basiert dies auf Top-down-Schätzungen für Emissionen aus 20 verschiedenen Studien in 10 verschiedenen Gasfeldern sowie einer Top-down-Schätzung für Emissionen aus Gastransport und -speicherung.16Dies kommt einer unabhängigen Schätzung der Emissionen aus der Schiefergasproduktion und dem Verbrauch sehr nahe, die aus globalen Trends in der13C stabile Isotopenzusammensetzung von Methan in der Atmosphäre seit 2005.37Für die Sensitivitätsanalyse werten wir außerdem eine höhere und zwei niedrigere Methanemissionen aus. Die höhere Rate stammt aus der High-End-Sensitivitätsanalyse für Schiefergasemissionen basierend auf dem globalen13C-Daten oder 4,3% des Verbrauchs.37Die von uns analysierten niedrigeren Raten liegen bei 2,54 % und 1,45 % des Verbrauchs. Der 2,54%-Wert basiert auf Alvarez et al22die den „Bottom-up“-Ansatz verwendet haben, um die Upstream- und Midstream-Methanemissionen für Erdgas in den USA im Jahr 2015 auf 12,7 Tg pro Jahr zu schätzen. Dies entspricht 2,54 % des Verbrauchs, basierend auf einem jährlichen Gasverbrauch von 771 Mrd. m . für 20153von Erdgas in den Vereinigten Staaten,26angenommen, dass Methan 93 % des Gasvolumens ausmacht.38Der Bottom-up-Ansatz von Alvarez et al22unterschätzt wahrscheinlich die Methanemissionen.24, 39, 40Wir betrachten auch eine noch niedrigere Schätzung basierend auf Maasakkers et al.41Unter Verwendung eines inversen Modells in Kombination mit Satellitendaten und dem Methan-Emissionsinventar der US-amerikanischen EPA kamen sie zu dem Schluss, dass die Methanemissionen aus dem Erdgasbetrieb in den Vereinigten Staaten im Jahr 2012 8,5 T pro Jahr betrugen. Dies entspricht 1,45 % des Gasverbrauchs, basierend auf der erneuten Annahme Methan macht 93% des Gases aus und ein nationaler US-Gasverbrauch von 723 Milliarden m3in 2012.26

Unsere Baseline-Analyse basiert auf einem 20-Jahres-GWP-Wert von 86.13Da diese Schätzung mit Unsicherheiten behaftet ist, untersuchen wir hier auch den höheren 20-Jahres-GWP-Wert von 105, der in Shindell et al.42Die meisten traditionellen Treibhausgasinventare verwenden ein 100-Jahres-GWP, daher untersuchen wir auch dies anhand des neuesten Wertes des IPCC13Synthesebericht von 34. Der IPCC13angemerkt, dass die Verwendung eines Zeitraums von 100 Jahren willkürlich ist. Wir bevorzugen die Verwendung eines 20-jährigen GWP, da es die Rolle von Methan als Treiber des Klimawandels über den Zeitraum der nächsten Jahrzehnte besser erfasst und der 100-jährige Zeitrahmen die Bedeutung von Methan für diesen kürzeren Zeitraum abwertet Rahmen.15, 24

In unseren Sensitivitätsanalysen ersetzen wir unseren Basiswert von 3,5 % in den Gleichungen . durch Emissionsraten von 4,3 %, 2,54 % und 1,54 %9, 17, und18für grauen und blauen Wasserstoff und in unserer Schätzung für Erdgas in Abbildung1. Wir ersetzen auch einen 20-Jahres-GWP-Wert von 105 und einen 100-Jahres-GWP-Wert von 34 für das 20-Jahres-GWP von 86, das in den Gleichungen verwendet wird10, 19, und20. Die Sensitivitätsschätzungen sind in Tabelle . dargestellt2. Bei allen Annahmen weisen sowohl grauer Wasserstoff als auch blauer Wasserstoff ohne Rauchgasabscheidung (bei der nur das Kohlendioxid aus SMR abgeschieden wird) immer höhere Emissionen auf als Erdgas. Die Unterschiede zwischen dem Treibhausgas-Fußabdruck von blauem Wasserstoff mit oder ohne Abscheidung von Kohlendioxid aus den Abgasen sind über alle Annahmen zu den diffusen Methanemissionen hinweg im Allgemeinen gering, wobei die gesamten Treibhausgasemissionen ohne Rauchgasreinigung in der Regel höher sind. Die Emissionen von blauem Wasserstoff mit vollständiger Kohlenstoffabscheidung einschließlich der Abgase sind bei allen Annahmen mit Ausnahme der Analyse mit dem 100-Jahres-GWP von 34 und geringen Methanemissionen von 2,54 % oder weniger höher als bei Erdgas (Tabelle2).

TABELLE 2.Sensitivitätsanalyse für die Gesamtemissionen von Kohlendioxid und Methan (g CO2-Äquivalente pro MJ bei der Verbrennung erzeugter Wärme) für verschiedene stromaufwärts gelegene flüchtige Methanleckageraten und für entweder 20-jährige oder 100-jährige Treibhauspotenziale (GWP20, GWP100)
Graues H2Blaues H2(ohne Rauchgaserfassung)Blaues H2(mit Rauchgasabscheidung)Erdgas
Flüchtling CH4 = 3.5%
GWP20 = 8153139135111
GWP20 = 105170158155123
GWP100 = 34106867776
Flüchtling CH4 = 4.3%
GWP20 = 86171159156124
GWP20 = 105192182181139
GWP100 = 34113948681
Flüchtling CH4 = 2.54%
GWP20 = 8613311510995
GWP20 = 105144129124104
GWP100 = 3498766770
Flüchtling CH4 = 1.54%
GWP20 = 86110908279
GWP20 = 105117989184
GWP100 = 3489675764

Wir bewerten auch die Sensitivität unserer Schlussfolgerungen in Bezug auf den Prozentsatz des Kohlendioxids, das aus SMR und aus den Rauchgasen des zum Antrieb des SMR-Prozesses verbrannten Erdgases abgeschieden wird. Unsere oben dargestellten Standardwerte gelten für 85 % Abscheidung aus dem SMR-Prozess und 65 % Abscheidung aus den Rauchgasen, wenn Anstrengungen unternommen wurden, diese zu erfassen. Unsere Sensitivitätsanalyse beinhaltet eine niedrige Schätzung für die SMR-Erfassung von 78,8 % basierend auf tatsächlichen Daten aus einer kommerziellen Anlage für blauen Wasserstoff30und eine hohe Schätzung von 90%, die bisher höchste gemeldete.31Für die Abscheidung der Rauchgase untersuchen wir Kohlendioxid-Abscheidungseffizienzen von 55 % am unteren Ende und 90 % am oberen Ende, basierend auf der tatsächlichen Anlagenleistung für Rauchgase aus Kohlekraftwerken.31-33Beachten Sie, dass die 90%-Rate die beste jemals beobachtete ist und nicht die wahrscheinliche tatsächliche Leistung im langfristigen kommerziellen Betrieb widerspiegelt. Die Ergebnisse dieser Sensitivitätsanalyse präsentieren wir in Tabelle3. Vielleicht überraschenderweise sind unsere Schlussfolgerungen sehr unempfindlich gegenüber Annahmen über die Kohlendioxid-Abscheidungsraten. Dies liegt daran, dass die Abscheidung sehr energieintensiv ist: Um mehr Kohlendioxid abzuscheiden, wird mehr Energie benötigt, und wenn diese Energie aus Erdgas stammt, steigen die Emissionen sowohl von Kohlendioxid als auch von flüchtigen Methanemissionen aus diesem Anteil in einem solchen Verhältnis, dass ein erheblicher Teil der die Reduzierung des Kohlendioxidausstoßes aufgrund der Kohlenstoffabscheidung.

TISCH 3.Sensitivitätsanalyse für kombinierte Emissionen von Kohlendioxid und Methan (g CO2-Äquivalente pro MJ der bei der Verbrennung erzeugten Wärme) bei der Produktion von blauem Wasserstoff als Funktion des prozentualen Kohlendioxids, das aus dem SMR-Prozess und aus Rauchgasen für die Energie, die den SMR-Prozess antreibt, abgeschieden wird
Gesamt-CO2Totaler Flüchtling CH4Gesamtemissionen
Blaues H2ohne Rauchgaserfassung
85 % SMR-Erfassung51.786.9139
90% SMR-Erfassung50.286.9137
78,8% SMR-Erfassung53.585.7139
Blaues H2mit Rauchgasabscheidung
85 % SMR & 65 % Rauchgasabscheidung39.795.4135
90 % SMR & 90 % Rauchgasabscheidung33.398.9132
78,8 % SMR & 55 % Rauchgasabscheidung43.493.2137

Notiz

  • Die Methan-Leckagerate beträgt 3,5 %. Die jeweils erste Zeile stammt aus dem Basisfall in Tabelle1.

Diese Sensitivitätsanalysen zeigen, dass unsere Gesamtaussage belastbar ist: Der Treibhausgas-Fußabdruck von blauem Wasserstoff ist selbst bei Abscheidung von Kohlendioxid aus Abgasen genauso groß oder größer als der von Erdgas.

5 GIBT ES EINEN WEG FÜR WIRKLICH „GRÜNEN“ BLAUEN WASSERSTOFF?

Ein Teil des CO2eq-Emissionen aus blauem Wasserstoff sind inhärent bei der Gewinnung, Verarbeitung und Nutzung von Erdgas als Ausgangsstoff für Methan für den SMR-Prozess: flüchtige Methanemissionen und vorgelagerte Emissionen von Kohlendioxid aus der Energie, die für die Herstellung, Verarbeitung und den Transport des Erdgas, das zu Wasserstoff reformiert wird, ist unausweichlich. Andererseits könnten die Methan- und Kohlendioxidemissionen aus der Nutzung von Erdgas zur Erzeugung von Wärme und Hochdruck für SMR und zur Abscheidung von Kohlendioxid reduziert werden, wenn diese Prozesse stattdessen durch erneuerbaren Strom aus Wind, Sonne oder Wasserkraft angetrieben würden . Wenn wir von im Wesentlichen null Emissionen des erneuerbaren Stroms ausgehen, könnten die Kohlendioxidemissionen aus blauem Wasserstoff auf 5,8 g CO . reduziert werden2pro MJ, das nicht aus dem SMR-Prozess erfasst wird (Gleichung11) zuzüglich der indirekten Emissionen aus der Gewinnung und Verarbeitung des als Rohstoff für den SMR-Prozess verwendeten Erdgases, geschätzt auf 2,9 g CO2pro M (7,5 % von 38,5 g CO .)2pro MJ; siehe Abschnitt „Kohlendioxid- und Methanemissionen insgesamt für grauen Wasserstoff“), für insgesamt 8,7 g CO2pro MJ. Dies ist eine erhebliche Reduzierung im Vergleich zur Verwendung von Erdgas zur Herstellung von blauem Wasserstoff. Die mit dem zu Wasserstoff reformierten Erdgas verbundenen flüchtigen Methanemissionen bleiben jedoch bestehen, wenn der Prozess zu 100 % mit erneuerbarer Energie betrieben wird. Diese Emissionen sind erheblich: 3,5 % von 14 g CH4pro MJ (Gleichung3). Unter Verwendung des 20-Jahres-GWP-Werts von 86 entsprechen diese Methanemissionen 43 g CO2eq pro MJ erzeugtem Wasserstoff. Die gesamten Treibhausgasemissionen für dieses Szenario des mit erneuerbarem Strom erzeugten blauen Wasserstoffs betragen dann 52 g (8,7 g plus 43 g) CO2Äq pro MJ. Dies ist keine emissionsarme Strategie, und die Emissionen würden immer noch 47 % der 111 g CO . betragen2eq pro MJ für die Verbrennung von Erdgas als Brennstoff, unter Verwendung derselben Schätzungen der Methanemissionen und des gleichen GWP-Werts (Tabelle1). Anscheinend wäre der erneuerbare Strom besser geeignet, um durch Elektrolyse grünen Wasserstoff zu produzieren.

Dieses Best-Case-Szenario für die Produktion von blauem Wasserstoff, bei dem erneuerbarer Strom anstelle von Erdgas zum Antrieb der Prozesse verwendet wird, legt uns nahe, dass blauer Wasserstoff in einer kohlenstofffreien Zukunft wirklich keine Rolle spielt. Die Treibhausgasemissionen bleiben hoch, und es würde auch ein erheblicher Verbrauch von erneuerbarem Strom entstehen, der Opportunitätskosten darstellt. Wir glauben, dass der erneuerbare Strom auf andere Weise von der Gesellschaft besser genutzt werden könnte und den Einsatz fossiler Brennstoffe ersetzt.

Ebenso sehen wir keinen Vorteil darin, mit Erdgas betriebenen blauen Wasserstoff zu verwenden, verglichen mit der einfachen direkten Nutzung des Erdgases zur Wärmeerzeugung. Wie wir gezeigt haben, hat blauer Wasserstoff nicht nur geringe Emissionen, sondern Emissionen, die so hoch oder höher sind als die von Erdgas, das für Wärme verwendet wird (Abbildung1; Tisch1; Tisch2). Die geringe Reduzierung der Kohlendioxidemissionen von blauem Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas wird durch die größeren Emissionen von flüchtigem Methan mehr als wettgemacht. Die Gesellschaft muss sich so schnell wie möglich von allen fossilen Brennstoffen entfernen, und der wirklich grüne Wasserstoff, der durch Elektrolyse mit erneuerbarem Strom erzeugt wird, kann eine Rolle spielen. Blauer Wasserstoff bietet jedoch keinen Vorteil. Wir schlagen vor, dass blauer Wasserstoff am besten als Ablenkung angesehen wird, etwas, das die notwendigen Maßnahmen zur wirklichen Dekarbonisierung der globalen Energiewirtschaft verzögern könnte, so wie es für Schiefergas als Brückenbrennstoff und für die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung im Allgemeinen beschrieben wurde.43Wir stellen außerdem fest, dass ein Großteil der Anstrengungen zur Nutzung von Wasserstoff zur Energiegewinnung seit 2017 vom Hydrogen Council ausgeht, einer von der Öl- und Gasindustrie gegründeten Gruppe, die speziell für die Förderung von Wasserstoff mit einem Schwerpunkt auf blauem Wasserstoff gegründet wurde.5Aus Sicht der Industrie kann der Umstieg von Erdgas auf blauen Wasserstoff als wirtschaftlich sinnvoll angesehen werden, da für die gleiche Wärmemenge noch mehr Erdgas benötigt wird.

Wir betonen, dass unsere Analyse in diesem Papier ein Best-Case-Szenario für blauen Wasserstoff ist. Es geht davon aus, dass das abgeschiedene Kohlendioxid tatsächlich über Jahrzehnte und Jahrhunderte in die Zukunft unbegrenzt gespeichert werden kann. Tatsächlich gibt es keine Erfahrungen im kommerziellen Maßstab mit der Speicherung von Kohlendioxid aus der Kohlenstoffabscheidung, und das meiste Kohlendioxid, das derzeit abgeschieden wird, wird für eine verbesserte Ölgewinnung verwendet und wieder in die Atmosphäre freigesetzt.44Darüber hinaus berücksichtigt unsere Analyse nicht die Energiekosten und die damit verbundenen Treibhausgasemissionen durch den Transport und die Lagerung des abgeschiedenen Kohlendioxids. Aber auch ohne diese Überlegungen hat blauer Wasserstoff große klimatische Folgen. Wir sehen keine Möglichkeit, dass blauer Wasserstoff als „grün“ angesehen werden kann.

Danksagung

Diese Forschung wurde durch ein Stipendium der Park Foundation und durch eine Stiftung von David R. Atkinson an die Cornell University unterstützt, die Robert Howarth unterstützt. Wir danken Dominic Eagleton, Dan Miller und zwei anonymen Gutachtern für ihr wertvolles Feedback zu früheren Entwürfen dieser Arbeit.

VERWEISE