Das Fraunhofer-Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie (IEG) und das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI) haben erstmals eine detaillierte Kostenanalyse für den Pipeline-Transport flüssiger Wasserstoffderivate im Vergleich zu gasförmigem Wasserstoff vorgelegt. Die Ergebnisse sind in der Fachzeitschrift „Energy Strategy Reviews" erschienen. Grundlage ist das neu entwickelte Simulationsmodell HyTROM+, eine Weiterentwicklung des bestehenden Modells HyTROM (Hydrogen Transport Route Optimization) des Fraunhofer ISI.
Methanol auf knapp 700 Kilometern für 0,4 Euro pro Megawattstunde
Die Fallstudie untersucht die rund 700 Kilometer lange Route vom italienischen Triest nach Karlsruhe. Auf dieser Strecke kostet der Transport von Wasserstoffgas in einer umgewidmeten Pipeline nach den Berechnungen 3,9 Euro pro Megawattstunde, in einer neu gebauten Pipeline 11,4 Euro. Flüssige Derivate wie Methanol, Fischer-Tropsch-Rohöl oder Kerosin wären hingegen schon für 0,4 beziehungsweise 1,9 Euro pro Megawattstunde transportierbar. „Unser Modell kann belastbare Entscheidungsgrundlagen für Politik und Pipeline-Betreiber schaffen", sagt Natalia Pieton vom Fraunhofer IEG, Erstautorin der Studie. „Es lässt sich nun leichter klären, welche Energieträger und Importwege technisch sinnvoll und wirtschaftlich robust sind."
Zwei Dinge darf man dabei aber nicht vergessen. Erstens muss für die Gesamtkosten auch die Herstellung des Methanols berücksichtigt werden – zumindest dann, wenn der Wasserstoff nicht ohnehin zu Methanol oder einem ähnlichen Derivat verarbeitet werden soll. Und zweitens bezieht sich der Kostenvergleich nicht auf die Wasserstoffmenge im Methanol, sondern auf den gesamten Energieinhalt der Substanz. Sofern Wasserstoff als Endprodukt benötigt wird, muss man hier also noch zurückrechnen.
Alpenroute als Stresstest für schwieriges Gelände
Die Forscher wählten den Alpenkorridor bewusst als Stresstest: Wenn flüssige Derivate selbst in schwierigem Gelände kostengünstig transportierbar sind, gelte das erst recht für flachere Regionen. Die Ergebnisse ließen sich auf andere Importachsen übertragen. HyTROM+ kombiniert dafür Geodaten, physikalische Stoffeigenschaften und wirtschaftliche Kennzahlen. Das Modell berechnet den Pipelineverlauf anhand realer Landnutzungsdaten, Höhendifferenzen, Bevölkerungsdichte und bestehender Infrastruktur. Es zerlegt die Strecke in kleine Abschnitte, bewertet diese nach Umgebung, Druckverlust und Pump- oder Kompressorkapazität und wählt die kostengünstigste Gesamtroute.
Umnutzung bestehender Leitungen kann Kosten deutlich senken
Die Studie zeigt zudem, dass die Wiederverwendung bestehender Öl- und Gasleitungen für flüssige Energieträger die Investitionskosten deutlich reduzieren kann. Das Modell mache transparent, wann sich die Nachnutzung fossiler Infrastruktur lohne und wo neue Leitungen wirtschaftlicher seien. Die Autoren weisen allerdings darauf hin, dass der Transport von Wasserstoffgas dort sinnvoll bleiben könne, wo er als direkter Rohstoff benötigt werde. In Sektoren wie Raffinerie, Chemie und Schwerverkehr könnten Derivate hingegen die günstigere Ausgangsbasis sein. Zugleich könnte dies bedeuten, dass Wertschöpfung in Länder mit günstigem erneuerbarem Strom verlagert wird. Weitere Untersuchungen zu Gesamtlieferkosten einschließlich Produktion seien der notwendige nächste Schritt.
An der Studie waren neben Fraunhofer IEG und ISI auch das Karlsruher Institut für Technologie (KIT), die ETH Zürich, die Technische Universität Dänemark (DTU) und Fraunhofer Cines beteiligt. Gefördert wurde die Forschung im Projekt MOHN.