02. August 2022 | Für den Klimaschutz ist es notwendig, fossile Energieträger zu ersetzen. Dies wird im Fall von Erdgas aktuell durch den Ukraine-Krieg und die Abhängigkeit von russischem Erdgas verstärkt. Daher plant die Bundesregierung den Einsatz von bis zu vier schwimmenden Terminals und den Bau von zwei stationären LNG-Terminals in Brunsbüttel und in Stade. Der VDI erklärt, warum er den Einbezug einer Wasserstoffnutzung bei der Planung für unerlässlich hält.
Um ein LNG-Terminal auf LH2 umzustellen, ist es sinnvoll, dass mindestens langlebige Großkomponenten wie Tanks von Beginn an nicht nur für LNG, sondern auch für LH2 geeignet sind. Zu beachten sind hierbei vor allem die deutlichen Temperaturunterschiede. Flüssiges Erdgas hat eine Temperatur von minus 163 Grad Celsius, flüssiger Wasserstoff von minus 253 Grad Celsius.
Die Anforderungen an die thermische Isolierung werden damit deutlich höher gesetzt. Die Anforderungen an die metallischen Werkstoffe fallen ebenfalls etwas höher aus, jedoch nicht so dramatisch. Bereits heute werden im LNG-Bereich Stähle eingesetzt, die sich für Wasserstoff grundsätzlich eignen. Ist dies jedoch nicht der Fall, kann es zu Versprödungen und Rissen im Material kommen.
Für die Regasifizierung von flüssigem Wasserstoff benötigt man eine ähnliche (0,35 MJ/Nm³) Wärme wie bei LNG (0,6 MJ/Nm³). Es würde sich daher anbieten, die Verdampfer für die Regasifizierung modular erweiterbar zu gestalten, um die nötige Flexibilität bezüglich der erforderlichen Wärmeleistung zu erreichen.
Generell wäre es laut VDI vernünftig, anstelle der Verbrennungswärme Umgebungswärme (Luft, Seewasser) zur Anwärmung einzusetzen. Für die größeren kühleren Luft- und Wassermengen muss jedoch die Umweltverträglichkeit überprüft werden, etwa der Einfluss auf das betroffene Ökosystem. Die LH2 -Kälte ist auch energetisch sehr wertvoll, denn aus dieser Kälte lässt sich theoretisch 1,7-mal so viel Kälte gewinnen als aus Erdgas (1,3 MJ/Nm³ versus 0,75 MJ/Nm³). Daher sollte man die LH2 -Kälte nach Möglichkeit nutzen, etwa für Prozesskälte-Anwendungen in der Industrie.
Ein weiterer wichtiger Aspekt ist der Umgang mit dem Boil-off-Gas, welches durch die LH2 -Verdampfung im Speicherbehälter bedingt durch unvollkommene thermische Isolation entsteht. Dieses kann verdichtet und in eine Pipeline eingespeist werden. Die hierbei genutzten Verdichter müssen ebenfalls wasserstoffgeeignet sein.
LNG-Terminal: Betrieb mit Wasserstoff von Anfang an mit planen
Zusammengefasst fordert der VDI, dass ein Terminal, welches für LNG und später für LH2 genutzt werden kann, so geplant und gebaut wird, als würde es ausschließlich mit flüssigem Wasserstoff betrieben. Eine spätere Nachrüstung ist zwar möglich, aber wirtschaftlich nicht sinnvoll. Sie würde den Austausch zahlreicher Großkomponenten erfordern.
Noch ist allerdings nicht klar, in welcher Form Wasserstoff zukünftig transportiert wird: als LH2, oder in Form von grünem Ammoniak, grünem Methan oder Ähnlichen? Sofern das Ammoniak direkt genutzt werden kann, hätte es Vorteile gegenüber LH2 . Wird das grüne Ammoniak wieder in Wasserstoff transformiert, sind die Energieverluste so groß, dass dieser Weg zumindest gegenwärtig schlechter als der LH2 -Import abschneidet.
Wenn sich aber in der Zukunft zeigt, dass das Verschiffen in Form von Ammoniak oder grünem Methan wirtschaftlicher ist, so könnten sich die zusätzlichen Investitionen für „H2 -Readiness“ jedoch auch als Fehlinvestition erweisen.
Mit der Entwicklung einer Wasserstoffinfrastruktur beschäftigen sich die Wasserstoff-Leitprojekte TransHyDE und H2Mare. Beide Projekte bestehen aus weiteren Unterprojekten, die sich mit verschiedenen Themen der H2 -Infrastruktur befassen.
