title: Scaling up the global hydrogen economy: Opportunities and challenges for Germany as an industrialized country
title: Hochlauf der globalen Wasserstoffwirtschaft: Chancen und Herausforderungen für das Industrieland Deutschland
Creators: name: Runge, Philipp Wendelin
Publisher: name: Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU)
Year: 2024

description: The challenges for Germany as an industrialized country in the transformation to climate neutrality are considerable. Especially due to the high energy demand and the comparatively low potential for renewable energies. However, the transformation also offers opportunities. Proactive measures such as adapting the regulatory framework, building global energy and hydrogen partnerships, a far-sighted industrial policy, and a pragmatic and CO2-based approach to hydrogen production can contribute to a successful transformation and help Germany become a technology leader in key segments of the hydrogen economy. Chapter 2 compares the cost-effectiveness of the different hydrogen derivates or e-fuels Fischer-Tropsch diesel, methanol and Liquid Organic Hydrogen Carriers. The production costs of those fuels are to a large part driven by the energy-intensive electrolytic hydrogen production. In chapter 2, a multi-level electricity market model is applied to calculate future hourly electricity prices for various electricity market designs in Germany for the year 2035. The economic efficiency of the different fuels under various future market conditions is then evaluated. The electricity price vectors derived from an electricity market model calibrated for 2035 are used as an input for a mathematical model of the entire process chain from hydrogen production and chemical bonding to the energetic utilization of the fuels in a vehicle. A sensitivity analysis is performed within this model, which quantifies the impact of various parameters on the fuel production cost. The results suggest that the use of hydrogen, which is temporarily bound to Liquid Organic Hydrogen Carriers, is a favorable alternative to the more widely discussed synthetic diesel and methanol. The approach of producing e-fuels in highly industrialized countries, as Germany, competes with production at international locations, with excellent conditions for renewable energies and thus very low levelized cost of green hydrogen and its derivatives. Chapter 3 examines the economic efficiency of various imported e-fuels that are under consideration for heavy-duty transport in different scenarios for the year 2035: Fischer-Tropsch diesel, methanol, and hydrogen transported as cryogenic liquid or in the form of liquid organic hydrogen carriers. A mathematical model is developed to cover the entire process chain, from the production of the e-fuels at seven excellent locations worldwide to the energetic utilization of the fuels in a heavy-duty vehicle. It is found that the choice of production site has a major impact on the mobility cost using the respective fuels. Under the selected boundary conditions and assumptions, methanol, cryogenic hydrogen, and liquid organic hydrogen carriers are the most favorable options for all seven locations examined. The cheapest e-fuel option varies with the production site. The levelized cost of electricity determined by the full load hours of the applied renewable energy source has a huge impact, particularly in the case of diesel. An LOHC-based system is shown to be less dependent on the electricity source compared to other technologies due to its comparatively low electricity consumption. However, the length of the transportation route and the price of the filling station infrastructure increase the mobility cost for LOHC and LH2. Chapter 4 adds ammonia as one of the foreseeable first green hydrogen carrier to the hydrogen derivatives analyzed in Chapter 3. A comprehensive overview of today's fossil ammonia trade is provided, along with an assessment of scaling options for the trade of green ammonia. To achieve this, an optimization model is developed for the integrated assessment of the green ammonia value chain, which covers all steps from green ammonia production in an exporting country to delivery to a harbor in an importing country. The model endogenously chooses among different technology options and determines cost minimal operation. In a case study, the model is applied to the large-scale import of ammonia from Australia to Germany in a scenario for 2030. The results show that green ammonia can reach cost parity with gray ammonia, even for moderate gas prices if CO2 prices are high enough. Chapter 5 contributes to understanding the industrial transformation from fossil fuels to renewable sources and provides an overview of energy- and emission-intensive industry sectors with great potential to defossilize their production processes with hydrogen. The future hydrogen demand for various defossilization strategies in Germany is assessed for the sectors steel, chemicals, cement, lime, glass, as well as pulp and paper. The aggregate industrial hydrogen demand in these industries would range between 197 TWh and 298 TWh, assuming that production does not relocate abroad for any sector. The range for hydrogen demand is mainly due to differences in the extent of hydrogen utilization compared to alternative transformation paths based on electrification. The attractiveness of production abroad is then assessed based on the comparative cost advantage of relocating parts of the value chain to excellent production sites for low-carbon hydrogen. Case studies are provided for the steel industry, as well as the chemical industry with ethylene production through methanol and the production of urea based on ammonia. The energy cost of the respective value chains in Germany is compared to the case of value chains partly located in regions with excellent conditions for renewable energies and hydrogen production. The results illustrate that, at least for some processes such as ammonia production, relocation to those favorable regions may occur due to substantial comparative cost advantages. The demand for hydrogen will increase significantly in the coming years. Since it is likely to be very challenging to meet the increasing demand in the coming years with green hydrogen alone, blue hydrogen production could provide an opportunity to enable earlier and cost-effective transformation of sectors and processes currently based on direct fossil fuel use. Chapter 6 evaluates the greenhouse gas footprint of blue hydrogen assuming different production technologies and logistics options. The greenhouse gas impact of hydrogen molecules in the atmosphere is also considered. The results show that carbon capture and storage (CCS) is capable of reducing carbon emissions significantly, especially if combined with hydrogen production by autothermal reforming (ATR). Nevertheless, pre-chain emissions of natural gas make blue hydrogen far from being climate neutral. Parameters such as the installation of the plants but also assumptions about hydrogen leakage have a small to moderate influence on emissions. The transportation distance of natural gas via pipeline is one of the most important parameters for total emissions, implying that process chains are more favorable if they allow for hydrogen production near a natural gas source. Finally, monitoring for methane and other emissions is insufficient and a transparent monitoring system of the natural gas supply chain is needed to quantify the GHG emissions of blue hydrogen with sufficient accuracy.
description: Die Herausforderungen für das Industrieland Deutschland in der Transformation hin zur Klimaneutralität sind auch aufgrund des hohen Energiebedarfs und des vergleichsweise geringen Potenzials an erneuerbaren Energien erheblich. Dennoch bietet diese Entwicklung auch große Chancen für den Standort Deutschland. Proaktive Maßnahmen wie die Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen, die Etablierung globaler Energie- und Wasserstoffpartnerschaften, eine weitsichtige Industriepolitik und ein pragmatischer und CO2 basierter Ansatz bei der Bewertung von Wasserstoffproduktionsprozessen können zum Gelingen der Transformation beitragen und Deutschland zu einer Technologieführerschaft in Schlüsselsegmenten der Wasserstoffwirtschaft verhelfen. In Kapitel 2 wird die Kosteneffizienz der verschiedenen Wasserstoffderivate bzw. e-fuels Fischer-Tropsch-Diesel, Methanol und flüssige organische Wasserstoffträger verglichen. Die Produktionskosten dieser Kraftstoffe werden zu einem großen Teil durch die energieintensive elektrolytische Wasserstofferzeugung bestimmt. In Kapitel 2 wird ein mehrstufiges Strommarktmodell genutzt, um zukünftige stündliche Strompreise für verschiedene Strommarktdesigns in Deutschland für das Jahr 2035 abzuleiten. Anschließend wird die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Energieträger unter verschiedenen zukünftigen Marktdesigns bewertet. Die aus einem für das Jahr 2035 kalibrierten Strommarktmodell abgeleiteten Strompreisvektoren werden als Input für ein mathematisches Modell der gesamten Prozesskette von der Wasserstofferzeugung über die chemische Bindung bis hin zur energetischen Nutzung der Kraftstoffe in einem Fahrzeug verwendet. Im Rahmen des Kapitels wird eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt, welche die Auswirkungen verschiedener Parametervariationen auf die Kosten der Kraftstoffherstellung und die Mobilitätskosten quantifiziert. Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass die Verwendung von Wasserstoff, der vorübergehend an flüssige organische Wasserstoffträger gebunden ist, eine günstige Alternative zu den viel diskutierten synthetischen Dieselkraftstoffen und Methanol darstellt. Der Ansatz, e-fuels in hochindustrialisierten Ländern wie Deutschland zu produzieren, konkurriert mit der Produktion an internationalen Standorten, die hervorragende Bedingungen für erneuerbare Energien und damit sehr niedrige Gestehungskosten für grünen Wasserstoff und seine Derivate aufweisen. Kapitel 3 untersucht die Wirtschaftlichkeit verschiedener importierter e-fuels in unterschiedlichen Szenarien für das Jahr 2035. Analysiert werden Fischer-Tropsch-Diesel, Methanol und Wasserstoff, der als kryogene Flüssigkeit oder in Form von flüssigen organischen Wasserstoffträgern transportiert wird. Es wird ein mathematisches Modell entwickelt, das die gesamte Prozesskette von der Herstellung der e-fuels an sieben exzellenten Standorten weltweit bis zur energetischen Nutzung der Kraftstoffe in einem Schwerlastfahrzeug abdeckt. Es zeigt sich, dass die Wahl des Produktionsstandortes einen erheblichen Einfluss auf die optimale Prozesskette und die Mobilitätskosten der jeweiligen Kraftstoffe hat. Unter den gewählten Randbedingungen und Annahmen sind Methanol, kryogener Wasserstoff und flüssige organische Wasserstoffträger die günstigsten Optionen für alle sieben untersuchten Standorte. Die günstigste e-fuel Option variiert dabei erheblich mit dem angenommenen Produktionsstandort. Die Stromgestehungskosten und nutzbaren Vollaststunden haben, insbesondere im Fall von Fischer-Tropsch-Diesel einen signifikanten Einfluss auf die abgeleiteten Mobilitätskosten. Es zeigt sich, dass ein LOHC-basiertes System aufgrund seines vergleichsweise geringen Stromverbrauchs im Vergleich zu anderen Technologien weniger abhängig von der Art der Stromquelle ist. Allerdings erhöhen die Länge des Transportweges und der Preis der Tankstelleninfrastruktur die Mobilitätskosten für LOHC und LH2. Kapitel 4 ergänzt die in Kapitel 3 analysierten Wasserstoffderivate um Ammoniak als absehbar einen der ersten grünen global handelbaren Wasserstoffträger. Es wird ein umfassender Überblick über den heutigen fossilen Ammoniakhandel gegeben und eine Bewertung der Skalierungsoptionen für den Handel mit grünem Ammoniak vorgenommen. Zu diesem Zweck wird ein Optimierungsmodell für die integrierte Bewertung der Wertschöpfungskette von grünem Ammoniak entwickelt, das alle Schritte von der Produktion von grünem Ammoniak in einem Exportland bis zur Lieferung an einen Hafen in einem Importland umfasst. Das Modell wählt endogen zwischen verschiedenen Technologieoptionen aus und bestimmt den kostenminimalen Betrieb. In einer Fallstudie wird das Modell für den großtechnischen Import von Ammoniak aus Australien nach Deutschland in einem Szenario für 2030 kalibriert. Die Ergebnisse zeigen, dass bei ambitionierten CO2-Preisen grünes Ammoniak, selbst bei moderaten Gaspreisen, Kostengleichheit mit grauem Ammoniak erreichen kann. Kapitel 5 trägt zum Verständnis der industriellen Transformation von fossilen Brennstoffen zu erneuerbaren Energien bei und gibt einen Überblick über energie- und emissionsintensive Industriesektoren mit großem Potenzial zur Defossilisierung ihrer Produktionsprozesse durch den Energieträger Wasserstoff. Der zukünftige Wasserstoffbedarf für verschiedene Defossilisierungsstrategien in Deutschland wird für die Branchen Stahl, Chemie, Zement, Kalk, Glas sowie Zellstoff und Papier abgeschätzt. Der gesamte industrielle Wasserstoffbedarf in diesen Branchen wird je nach Szenario auf eine Bandbreite von 197 TWh und 298 TWh quantifiziert, Dabei wird jedoch davon ausgegangen, dass es in keiner Branche zu größeren Produktionsstandortverlagerungen ins Ausland kommt. Die Spanne für die Wasserstoffnachfrage ergibt sich hauptsächlich aus dem unterschiedlichen Ausmaß der Wasserstoffnutzung im Vergleich zu alternativen Umwandlungspfaden wie der direkten Elektrifizierung von einzelnen Prozessschritten. Die Attraktivität der Produktion im Ausland wird anschließend auf der Grundlage des komparativen Kostenvorteils der Verlagerung von Teilen der Wertschöpfungskette an Standorte mit exzellenten Bedingungen für die erneuerbare Wasserstoffproduktion bewertet. Dazu werden sowohl für die Stahlindustrie als auch für die chemische Industrie (Ethylenproduktion über Methanol und Harnstoffproduktion über Ammoniak) Case Studies berechnet. Die Gesamtkosten werden für verschiedene Szenarien, die sich hinsichtlich der Produktionsstandorte für Vor-, Zwischen- und Endprodukte unterscheiden, berechnet und verglichen. Die Ergebnisse verdeutlichen, dass zumindest für einige Prozesse, wie die Ammoniakproduktion eine Verlagerung in diese günstigen Regionen aufgrund erheblicher komparativer Kostenvorteile erfolgen könnte. Die Nachfrage nach Wasserstoff wird in den nächsten Jahren stark zunehmen. Da es sehr herausfordernd sein dürfte, den steigenden Bedarf in den nächsten Jahren allein mit grünem Wasserstoff zu decken, könnte die Produktion von blauem Wasserstoff eine Chance bieten, um eine frühere und kostengünstigere Transformation von Sektoren und Prozessen zu ermöglichen, die derzeit auf der direkten Nutzung fossiler Brennstoffe basieren. In Kapitel 6 wird der Treibhausgasfußabdruck von blauem Wasserstoff unter der Annahme verschiedener Produktionstechnologien und Logistikketten bewertet. Dabei wird auch die Treibhausgaswirkung von Wasserstoffmolekülen in der Atmosphäre eingeordnet. Die Ergebnisse zeigen, dass die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (Carbon Capture and Storage - CCS) die Gesamtkettenemissionen des Wasserstoffs erheblich reduziert. Insbesondere wenn der Wasserstoff durch autothermes Reforming (ATR) produziert wird. Dennoch ist blauer Wasserstoff, auch aufgrund der Vorkettenemissionen von Erdgas, nicht klimaneutral. Parameter wie die Installation der Anlagen, aber auch die Annahmen über Wasserstoffleckagen haben einen geringen bis mäßigen Einfluss auf die Emissionen. Die Transportentfernung des Erdgases ist dagegen einer der wesentlichen Parameter für die Reduzierung der Gesamtkettenemissionen, woraus sich ableiten lässt, die Reformierung zu Wasserstoff möglichst nahe am Erdgasförderfeld durchzuführen. Letzten Endes ist festzustellen, dass das Monitoring für Methan und andere Emissionen unzureichend und ein transparentes Überwachungssystem der Erdgaslieferkette erforderlich ist, um die Treibhausgasemissionen von blauem Wasserstoff hinreichend genau quantifizieren zu können.