open-climate.aiFactors

Emission factor from ProBas v02.44.152

Inorganic chemicals: H2-DE-2015

Germany · Cradle to gate · Any year

Each kilowatt-hour of this fuel counts as 0.254 kg CO₂e up to the factory gate. ProBas gives one figure, for use in any year.

Value per kWh, net calorific value

0.254kgCO₂e/kWh

Net calorific value · Biogenic CO₂ and land use excluded · GWP100 · AR6

FossilBio CH₄Land useBio CO₂GHG Protocol and IPCC inventories

One value, for any year

ProBas sets no date window, so there is no year to pick.

Reference year 2015

Region
Germany DE
Boundary
Cradle to gate
Data quality
MediumRated by us, not by the source
Licence
Open · ProBas terms

Where 0.254 comes from

Published as one number

ProBas prints this factor as a single figure, with no parts to add up.

Reporting this kilowatt-hour under the GHG Protocol

Scope 3, category 3 0.254

Supplying the fuel is Scope 3, category 3 for whoever burns it.

CiteAPI

The factor, standardised

Every factor on open-climate.ai answers the same questions in the same words, whatever the publisher. Open any ⓘ for the definition.

Fuels › Hydrogen · Germany · per kWh · Average

Cradle to gate · Excl. biogenic CO₂ · AR6

Boundary
Cradle to gate
Fuel supply, fuel combustion and capital goods
GWP method
IPCC AR6, 100-year horizon
Re-weighted by open-climate.ai from ProBas's AR5 figure of 0.254 kgCO₂e/kWh
CO₂e basis
Excl. biogenic CO₂FossilBio CH₄Land useBio CO₂GHG Protocol and IPCC inventories
Split by gas
Life cycle
Upstream: coveredProduction: coveredDownstream: not coveredEnd of life: not covered

Medium quality · Open licence · Any year

What this number covers

The path of one kilowatt-hour of this fuel, from the well to your flame. ProBas also counts its share of the plant and equipment.

  1. Well-to-tank

    1. Extraction

      Getting the fuel out of the ground

    2. Processing

      Treating it to the quality it is sold at

    3. Transport

      Moving it to your site

  2. Your meter

    1 kWh used. The factor is per kWh measured here.

  3. Burning it

    In your boiler, furnace or engine: CO₂, with a little CH₄ and N₂O

= 0.254 per kWh

Gases

Basis: Excl. biogenic CO₂FossilBio CH₄Land useBio CO₂GHG Protocol and IPCC inventories

  • Fossil CO₂0.23994.5%
  • Methane (CH₄)0.01335.2%
  • Nitrous oxide (N₂O)0.0007320.3%

Σ 0.239 + 0.0133 + 0.000732 = 0.253489, which ProBas rounds to 0.254.

Also printed, as zero: sulphur hexafluoride (SF₆).

Each gas is converted to CO₂e with AR6 100-year warming potentials; biogenic CO₂ and land-use carbon are left out, while methane from biogenic sources is counted.

From ProBas's record to a comparable factor

ProBas publishes this factor as one record. Here is each field as printed and what open-climate.ai made of it.

About this factor

From ProBas

Translated from German
Hydrogen production: The industrial process for hydrogen production is based on the catalytic reforming (nickel catalysts) of natural gas with steam (steam splitting, steam reforming, of methane). Methane is converted in reactors at temperatures of approx. 850 °C into hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO). The gas is then cooled rapidly, with process steam being formed. In a subsequent reaction CO and excess water react with the aid of a catalyst to form further hydrogen and carbon dioxide. This is followed by a CO₂-Entfernung and the isolation of hydrogen [CO₂-Druckwäsche (Weissermel 1994); PSA, pressure swing adsorption (Ullmann 1989a)]. The most important raw material for the production of H2 is natural gas (Ullmann 1989a). The balancing of the present key figures is based on the assumption that hydrogen is synthesised 100 % from natural gas. For the balancing of the process, a study of the Arbeitsgemeinschaft Kunststoff (DSD 1995), the Ökoinventare für Energiesysteme (ETH 1995) and data from (Ullmann 1989a) were evaluated. Since (DSD 1995) provides the most detailed data, these were used for the calculation of the key figures. It is assumed that the figures given there refer to H2-Herstellung in Western Europe in the 90er years. The mass and energy balance depends on the raw material used, so a transfer of the key figures to other input materials or production processes is not possible. Allocation: none Mass balance: For the production of hydrogen, natural gas (1990 kg/t H2) and water (4468 kg/t H2) are required as raw materials (DSD 1995). As a further reaction product of the chemical conversion of natural gas, carbon dioxide (5458 kg CO₂/t H2) arises alongside H2. Since CO₂ is not a usable product, it is attributed to the process-related air emissions. In comparison with the above figures, (Ullmann 1989a) lists for a typical steam reformer plant a natural gas demand of 2160 m3 for the production of 5000 m3 of hydrogen (each at 0 °C and 101.325 kPa), or, converted, 3439 kg natural gas/t H2. (ETH 1995), in turn, gives a natural gas demand of 121 MJ/kg H2 (converted 2881 kg/t H2). The figures from (DSD 1995), (ETH 1995) and (Ullmann 1989a) show clear deviations from one another. Since (DSD 1995) provides the most complete balance, these data are adopted. It is assumed that the differing raw material demand in the various literature sources arises because, depending on process control, hydrogen production can be optimised for maximum production of process steam, minimum use of natural gas , etc. Energy demand: For the process of hydrogen production, a total amount of energy of 49.25 MJ/kg H2 is required. 47.25 MJ of the total energy demand is provided by the combustion of natural gas. Of this, 18.144 MJ in turn go to steam generation and 8.645 MJ to the CO₂-Druckwäsche. 2.0 MJ of electrical energy is consumed (DSD 1995). In comparison, the process energy demand in (ETH 1995) is given as 3.47 MJ/kg of electrical energy, 26.55 MJ/kg of heating oil S (industrial firing) and 17.8 natural gas (industrial firing) (sum 47.82 MJ/kg). The energy demand in (DSD 1995) and (ETH 1995) shows very good agreement. The data from (DSD 1995) are adopted for GEMIS. Process-related air emissions: According to (Ullmann 1989a), 0.25 mol CO₂ per mol H2 arise in steam reforming (methane and water are converted into hydrogen and carbon dioxide). This value is identical to the figure from (DSD 1995) of 5.458 kg CO₂ per kg of hydrogen. Water: Besides natural gas, water also serves as a raw material for H2-Erzeugung (hydrogen production) (reduction of H2O to H2). For the chemical reaction, 4.468 kg H2O per kg H2 are required (DSD 1995). It can however be assumed that an excess of steam is used in the production process. Since no information is available on this, nor on the cooling water demand, the value of 4.468 kg water is used as the key figure. No information on wastewater values and residues is available. Load factor: 5000h/a Fuel/input: Fuels-fossil-gases Firm capacity: 100% Year: 2015 Lifetime: 20a Capacity: 1MW Overall efficiency: 143% Product: Fuels-other
Show ProBas's original (German)
Wasserstoffherstellung: Das industrielle Verfahren zur Wasserstoffherstellung beruht auf dem katalytischen Reformieren (Nickel-Katalysatoren) von Erdgas mit Wasserdampf (Dampfspaltung - steam reforming - von Methan). Methan wird dabei in Reaktoren bei Temperaturen von ca. 850 °C zu Wasserstoff (H2) und Kohlenmonoxid (CO) umgesetzt. Danach wird das Gas schnell abgekühlt, wobei Prozessdampf entsteht. In einer Folgereaktion reagieren CO und überschüssiges Wasser mit Hilfe eines Katalysators zu weiterem Wasserstoff und Kohlendioxid. Daran schließt sich eine CO2-Entfernung und die Isolierung von Wasserstoff an [CO2-Druckwäsche (Weissermel 1994); PSA, pressure swing adsorption (Ullmann 1989a)]. Der wichtigste Rohstoff zur Erzeugung von H2 ist Erdgas (Ullmann 1989a). Die Bilanzierung der vorliegenden Kennziffern erfolgt auf der Annahme, daß Wasserstoff zu 100 % aus Erdgas synthetisiert wird. Für die Bilanzierung des Prozesses wurde eine Studie der Arbeitsgemeinschaft Kunststoff (DSD 1995), die Ökoinventare für Energiesysteme (ETH 1995) und Daten aus (Ullmann 1989a) ausgewertet. Da in (DSD 1995) die ausführlichsten Daten vorliegen, wurden diese für die Berechnung der Kennziffern verwendet. Es wird angenommen, daß die dortigen Angaben sich auf die H2-Herstellung in Westeuropa in den 90er Jahren beziehen. Die Massen- und Energiebilanz ist vom verwendeten Rohstoff abhängig, somit ist eine Übertragung der Kennziffern auf andere Einsatzstoffe oder auch Produktionsverfahren nicht möglich. Allokation: keine Massenbilanz: Zur Herstellung von Wasserstoff wird als Rohstoff Erdgas (1990 kg/t H2) und Wasser (4468 kg/t H2) benötigt (DSD 1995). Als weiteres Reaktionsprodukt der chemischen Umsetzung von Erdgas entseht neben H2 auch Kohlendioxid (5458 kg CO2/t H2). Da CO2 kein verwertbares Produkt darstellt, wird es den prozeßbedingten Luftemissionen zugerechnet. Im Vergleich zu den obigen Angaben wird bei (Ullmann 1989a) für eine typische Steamreformer-Anlage ein Erdgasbedarf von 2160 m3 für die Erzeugung von 5000 m3 Wasserstoff (jeweils bei 0 §C und 101,325 kPa) - bzw. umgerechnet 3439 kg Erdgas/t H2 - aufgeführt. (ETH 1995) wiederum gibt einen Erdgasbedarf von 121 MJ/kg H2 (umgerechnet 2881 kg/t H2) an. Die Angaben aus (DSD 1995), (ETH 1995) und (Ullmann 1989a) zeigen deutliche Abweichungen voneinander. Da bei (DSD 1995) die vollständigste Bilanz vorliegt, werden diese Daten übernommen. Es wird angenommen, daß der unterschiedliche Rohstoffbedarf bei den verschiedenen Literaturquellen dadurch zustande kommt, daß die Wasserstoffherstellung je nach Prozeßführung auf eine maximale Produktion an Prozeßdampf, minimalen Einsatz von Erdgas , etc. optimiert werden kann. Energiebedarf: Für den Prozeß der Wasserstofferzeugung wird insgesamt eine Energiemenge von 49,25 MJ/kg H2 benötigt. 47,25 MJ des Gesamtenergiebedarfs werden durch die Verbrennung von Erdgas bereitgestellt. Davon entfallen wiederum 18,144 MJ auf die Dampferzeugung und 8,645 MJ auf die CO2-Druckwäsche. An elektrischer Energie werden 2,0 MJ Energie verbraucht (DSD 1995). Im Vergleich dazu wird der Prozeßenergiebedarf bei (ETH 1995) mit 3,47 MJ/kg elektrischer Energie, 26,55 MJ/kg Heizöl S (Industriefeuerung) und 17,8 Erdgas (Industriefeuerung) angegeben (Summe 47,82 MJ/kg). Der Energiebedarf bei (DSD 1995) und (ETH 1995) zeigt eine sehr gute Übereinstimmung. Es werden die Daten aus (DSD 1995) für GEMIS übernommen. Prozessbedingte Luftemissionen: Nach (Ullmann 1989a) entstehen beim steam reforming 0,25 mol CO2 pro mol H2 (Methan und Wasser werden zu Wasserstoff und Kohlendioxid umgesetzt). Dieser Wert ist identisch mit der Angabe aus (DSD 1995) von 5,458 kg CO2 pro kg Wasserstoff. Wasser: Neben dem Erdgas dient auch Wasser als Rohstoff zur H2-Erzeugung (Reduktion von H2O zu H2). Für die chemische Reaktion werden 4,468 kg H2O pro kg H2 benötigt (DSD 1995). Es kann jedoch davon ausgegangen werden, daß beim Herstellungsprozeß ein Überschuß an Wasserdampf eingesetzt wird. Da hierüber - ebenso wie zum Kühlwasserbedarf - keine Angaben vorliegen, wird der Wert von 4,468 kg Wasser als Kennziffer verwendet. Angaben zu Abwasserwerten und Reststoffen liegen nicht vor. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-fossil-Gase gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 20a Leistung: 1MW Nutzungsgrad: 143% Produkt: Brennstoffe-Sonstige

Source and licence

Publisher
Umweltbundesamt (German Environment Agency), ProBas
Library
ProBas v02.44.152
Record
a78d98ad-c69a-4714-a49d-cd3477a1528c
Published
16 September 2020
Open the record at ProBas
ProBas's terms of use Open

The values and their metadata are served in full and may be reused with credit to the publisher.

Es gelten die Probas Nutzungsbedingungen, die hier eingesehen werden können: https://probas.umweltbundesamt.de/daten/static/Nutzungsbedingungen_ProBas.pdf
Credit it with this lineProBas, Umweltbundesamt
A plain reading of the licence, not legal advice. The licence text prevails.

Cite this factor

ProBas, Umweltbundesamt. Normalised by open-climate.ai, https://open-climate.ai/factors/libraries/probas/ (CC BY 4.0). https://open-climate.ai/factors/ef-probas-chemanorgh2de2015-de-kwh-cradle_to_gate-d8cdaa66/?v=efv1-070806f408b4b3bd552e952d59bd26fb

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