E-Methan in Japan: Ziel von 1% im Stadtgas bis 2030 und 90% bis 2050

Japanische Gasunternehmen setzen auf E-Methan – synthetisches Methan, das aus grünem Wasserstoff und Kohlendioxid erzeugt wird – als Hauptweg zur Dekarbonisierung des Stadtgases. Im Juni 2021 verabschiedeten Aktionsplan der Japan Gas Association (JGA) sind zwei Ziele festgeschrieben: 2030 der Aufbau einer Wertschöpfungskette mit E-Methan-Import und 1% E-Methan in der Stadtgasversorgung, 2050 ein kohlenstoffneutrales Stadtgas, in dem E-Methan der Hauptrohstoff ist und den Rest die direkte Nutzung von Wasserstoff, Biogas und andere Mittel decken. Argus meldete im Mai 2024, dass das Industrieministerium anstrebt, dass E-Methan im Jahr 2030 1% des Stadtgases und im Jahr 2050 90% ausmacht.

Warum E-Methan

Die Projektpartner in den VAE betonen (LNG Prime), dass E-Methan mit der bestehenden LNG-Infrastruktur – Tankern und Terminals – sowie mit der Stadtgasinfrastruktur, einschließlich Gasleitungen und Geräten der Abnehmer, kompatibel ist. Es erfordert also anders als reiner Wasserstoff keinen Umbau der Anlagen. Laut JGA bestimmen vor allem die Stromkosten den Preis von E-Methan, daher werden Machbarkeitsstudien in Regionen mit reichlich erneuerbarer Energie und in der Nähe bestehender LNG-Terminals durchgeführt.

Schlüsselprojekte (Stand August 2024)

• Cameron LNG (USA, Louisiana). Mitsubishi Corporation, Tokyo Gas, Osaka Gas, Toho Gas und Sempra Infrastructure Partners planen, E-Methan in den USA zu erzeugen und im bestehenden Terminal Cameron LNG zu verflüssigen. Die angestrebte Produktion beträgt 130 Tsd. t CH₄ jährlich (ca. 180 Mio. Nm³ CH₄), d. h. ca. 1% der Gesamtnachfrage der drei Unternehmen im Jahr 2030. Laut JGA ist die Investitionsentscheidung (FID) im Jahr 2025 nötig, damit das Ziel von 1% für 2030 realistisch ist; der Produktionsstart ist ab dem Geschäftsjahr 2030 geplant.
• Mittlerer Westen der USA. Osaka Gas, Tallgrass und Green Plains untersuchen ein Projekt mit einer Kapazität von bis zu 200 Tsd. t CH₄ jährlich mit blauem Wasserstoff und biogenem CO₂.
• VAE. Tokyo Gas, Osaka Gas, Inpex und Masdar haben eine Vereinbarung über eine gemeinsame Machbarkeitsstudie zur E-Methan-Produktion in Abu Dhabi unterzeichnet (23. Januar 2024); Masdar und Inpex führten seit Juli 2023 eine ähnliche Studie durch. Tokyo Gas und Osaka Gas beabsichtigen, E-Methan in einer Menge abzunehmen, die 1% des Jahresbedarfs jedes der Unternehmen entspricht.
• Australien. Santos, Tokyo Gas, Osaka Gas und Toho Gas führen eine Pre-FEED-Studie im Cooper-Becken durch.
• Japan. In Nagaoka begann im Oktober 2023 der Hauptbau einer Methanisierungs-Testanlage (ca. 400 Nm³/h, Einspeisung in Gasleitungen ab dem Geschäftsjahr 2025); Hitachi Zosen testete 2022 mit der Stadt Odawara die Produktion von 125 Nm³/h; JFE Steel und IHI sollen bis Ende des Geschäftsjahres 2024 eine Anlage mit 500 Nm³/h bauen; im Mai 2024 begannen Untersuchungen zur inländischen Produktion in der Papierfabrik Oji Paper in Tomakomai; untersucht wurde auch der Maßstab von 10.000 Nm³/h im Bereich des Hafens Osaka.

Skalierung der Technologie

Die JGA stellt einen Skalierungspfad der Produktionsanlagen von 400 Nm³/h über 10.000 Nm³/h bis zu 60.000 Nm³/h dar, wobei die Kosten von den Stromkosten, der CO₂-Beschaffung und den Kosten der Methanisierungsgeräte abhängen; in Chita begann 2024 in Zusammenarbeit mit der Kommunalverwaltung die biologische Methanisierung im Maßstab von 5 Nm³/h, was den Zusammenhang dieser Technologie mit Biogas zeigt.

Hindernisse

• Kosten. Die JGA nennt Strom (abhängig von der Wasserstoffproduktion), die CO₂-Beschaffung und die Kosten der Methanisierungsgeräte als Hauptkostenbestandteile.
• CO₂-Quelle. In den Projekten wird biogenes CO₂ erwogen (Midwest sowie die Machbarkeitsstudie zu biogenem E-Methan von Osaka Gas, IHI und Petronas).
• Maßstab. Das Ziel von 90% im Jahr 2050 ist ein politisches Szenario und keine Marktprognose – es erfordert den Aufbau einer globalen Lieferkette.

Die Rolle von Biogas

In der Strategie der JGA bleibt Biogas eine Ergänzung: Im Jahr 2050 soll es zusammen mit der direkten Nutzung von Wasserstoff den Teil des Stadtgases decken, der nicht aus E-Methan stammt. Für Polen mit seinem großen landwirtschaftlichen Potenzial bleibt auf mittlere Sicht der Biomethanweg wichtiger, doch die Erfahrungen Japans mit E-Methan zeigen, wie sich die bestehende Gasinfrastruktur nutzen lässt.