Zukünftige Kraftstoffe: Energiewende des Transports als ein weltweites Klimaziel [1. Aufl.] 978-3-662-58005-9;978-3-662-58006-6

Table of contents :
Front Matter ....Pages i-xiv
Front Matter ....Pages 1-1
Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union sowie in Industrienationen und Schwellenländern (Hans Nuglisch, Thomas Maier, Sandra Müller)....Pages 3-44
Europäische Regulierungen für Kraftstoffe, alternative Kraftstoffinfrastrukur und CO2-Ausstoß von Fahrzeugen (Markus Maly)....Pages 45-75
CO2 und Emissionsgesetze, Anforderungen & Lösungen (Joachim Damasky, Tobias Block)....Pages 76-85
Front Matter ....Pages 87-87
Mobilität und Energie bedeuten Wohlstand (Wolfgang Maus)....Pages 89-99
Die volkswirtschaftliche Bedeutung von Automobilindustrie und Mobilität (Ulrich van Suntum)....Pages 100-113
Kohlenstoffbasierte EFuels – wird der „grüne“ Kohlenstoff zur knappen Ressource? (Christoph Gatzen, David Bothe)....Pages 114-124
Indirekte Elektrifizierung mittels eFuels (David Bothe)....Pages 125-135
Strom und erneuerbare Kraftstoffe – gemeinsame Lösung für die Verkehrswende (Stephan Stollenwerk, Jens Kanacher, Frank-Detlef Drake)....Pages 136-151
Front Matter ....Pages 153-153
C-1 Oxygenate als nachhaltige Kraftstoffe und deren günstige Eigenschaften (Eberhard Jacob)....Pages 155-180
CO2 Capture from Air: A Breakthrough Sustainable Carbon Source for Synthetic Fuels (Valentin Gutknecht, Louise Charles)....Pages 181-190
Synthetic Fuels (Robert Schlögl)....Pages 191-223
Industrial Approach for Direct Electrochemical CO2 Reduction in Aqueous Electrolytes (Maximilian Fleischer, P. Jeanty, K. Wiesner-Fleischer, O. Hinrichsen)....Pages 224-250
Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung von weltweiten Energiesystemen (Alexander Tremel)....Pages 251-283
Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung aus organischen Rest- und Abfallstoffen sowie NONFOOD-NawaRo (Ergun Çehreli, Arno Schneider)....Pages 284-304
Technologien zur Produktion von Wasserstoff für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe (Günter Harp)....Pages 305-370
Homogen katalysierte Synthese von Oxymethylenethern (OME) durch Aufnahme von molekularem Formaldehyd (Andreas Peter, Eberhard Jacob, Ingo Krossing)....Pages 371-379
Power-to-Methanol: Techno-Economical and Ecological Insights (Mohamed Ouda, Christoph Hank, Florian Nestler, Max Hadrich, Johannes Full, Achim Schaadt et al.)....Pages 380-409
Sunfire – Erneuerbare Moleküle aus CO2 und H2O zur Substitution von Erdöl und Erdgas (Christian von Olshausen, Karl Hauptmeier)....Pages 410-432
A Technology Review and Cost Analysis of the Production of Low Carbon Methanol and Following Methanol to Gasoline Process (Christian Bergins, Torsten Buddenberg, Efthymia-Ioanna Koytsoumpa, Maria João Duarte, Emmanouil Kakaras, Stephan Schmidt et al.)....Pages 433-463
Sustainable Fuel from CO2 and Electricity: A Commercial Scale Solution Ready to Meet Future Challenges (Benedikt Stefansson, Ómar Sigurbjörnsson)....Pages 464-479
Methanol – der Kraftstoff, der uns morgen antreibt (Martin Bertau, Michael Kraft, Ludolf Plass, Hans-Jürgen Wernicke)....Pages 480-531
Die Rolle von Dimethylether (DME) als Schlüsselbaustein synthetischer Kraftstoffe aus erneuerbaren Rohstoffen (Ulrich Arnold, Philipp Haltenort, Karla Herrera Delgado, Benjamin Niethammer, Jörg Sauer)....Pages 532-561
Front Matter ....Pages 563-563
Defossilizing the Transportation Sector (Ulrich Kramer)....Pages 565-663
Das Potenzial einer alternativen Kraftstoffstrategie (Olaf Toedter, Thomas Koch)....Pages 664-675
Gibt es in der Industrie in 20 Jahren noch Verbrennungsmotoren? (Rudolf Ellensohn, Andreas Link)....Pages 676-694
Oktan- & Vorentflammungskennzahlen (Josef Graf, Christian Martin)....Pages 695-712
Einsatz von Alkoholen in MPFI und DI Ottomotoren (Peter Hofmann, Thomas Lauer)....Pages 713-749
e-Fuels – ein zentraler Baustein für den Motor der Zukunft? (Lars Hentschel, Karsten Michels, Thomas Garbe, Martin Hönig)....Pages 750-757
DMC+ als partikelfreier und potenziell nachhaltiger Kraftstoff für DI Ottomotoren (Martin Härtl, Andreas Stadler, Sebastian Blochum, Dominik Pélerin, Thomas Maier, Vinicius Berger et al.)....Pages 758-782
DME – A Sustainable Fuel Solution for Clean and Closed CO2-Cycle-Mobility for CI Powertrain (M. Zubel, T. Ottenwälder, B. Heuser, C. Herudek, H. Maas, W. Willems)....Pages 783-798
OME als Reinstoff: Emissionsreduktion bei Dieselmotoren durch sauerstoffhaltige synthetische Kraftstoffe (Martin Härtl, Dominik Pélerin, Kai Gaukel, Patrick Dworschak, Georg Wachtmeister)....Pages 799-813
Synthetische Kraftstoffe (Christian Beidl, Markus Münz, Alexander Mokros)....Pages 814-849
Alcoholic Fuels in Diesel Engines. Methanol, Ethanol and Butanol (Aleksandar Damyanov)....Pages 850-862
Di-n-Butylether (DBE) (Aleksandar Damyanov)....Pages 863-871
Tributylcitrat, Butyllevulinat und Diglyme als mögliche sauerstoffhaltige Biokomponenten im Dieselkraftstoff (Aleksandar Damyanov)....Pages 872-880
Fischer-Tropsch-Diesel (Aleksandar Damyanov)....Pages 881-890
Hydriertes Pflanzenöl (HVO) (Aleksandar Damyanov)....Pages 891-901
Kraftstofftechnologien für emissionsarme Mobilität (Peter Sauermann, Bochum Ian Sharp)....Pages 902-917
Diesel-OME-Blends (Aleksandar Damyanov)....Pages 918-928
OME – Diesel Blends für niedrigere Well-to-Wheel CO2 Emissionen in PKW Motoren (O. Kastner, G. Avolio, G. Rösel)....Pages 929-941
Front Matter ....Pages 943-943
Schlussbemerkungen (R. Schlögl, G. Wachtmeister, E. Jacob, W. Maus)....Pages 945-946
Back Matter ....Pages 947-949

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ATZ/MTZ-Fachbuch

Wolfgang Maus Hrsg.

Zukünftige Kraftstoffe Energiewende des Transports als ein weltweites Klimaziel

ATZ/MTZ-Fachbuch

In der Reihe ATZ/MTZ-Fachbuch vermitteln Fachleute, Forscher und Entwickler aus Hochschule und Industrie Grundlagen, Theorien und Anwendungen der Fahrzeug- und Verkehrstechnik. Die komplexe Technik, die moderner Mobilität zugrunde liegt, bedarf eines immer größer werdenden Fundus an Informationen, um die Funktion und Arbeitsweise von Komponenten sowie Systemen zu verstehen. Fahrzeuge aller Verkehrsträger sind ebenso Teil der Reihe, wie Fragen zu Energieversorgung und Infrastruktur. Das ATZ/MTZ-Fachbuch wendet sich an Ingenieure aller Mobilitätsfelder, an Studierende, Dozenten und Professoren. Die Reihe wendet sich auch an Praktiker aus der Fahrzeug- und Zulieferindustrie, an Gutachter und Sachverständige, aber auch an interessierte Laien, die anhand fundierter Informationen einen tiefen Einblick in die Fachgebiete der Mobilität bekommen wollen. Weitere Bände in der Reihe http://www.springer.com/series/12236

Wolfgang Maus (Hrsg.)

Zukünftige Kraftstoffe Energiewende des Transports als ein weltweites Klimaziel

Hrsg. Wolfgang Maus Bergisch Gladbach, Deutschland

ATZ/MTZ-Fachbuch ISBN 978-3-662-58005-9 ISBN 978-3-662-58006-6  (eBook) https://doi.org/10.1007/978-3-662-58006-6 Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar. Springer Vieweg © Springer-Verlag GmbH Deutschland, ein Teil von Springer Nature 2019 Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung, die nicht ausdrücklich vom Urheberrechtsgesetz zugelassen ist, bedarf der vorherigen Zustimmung des Verlags. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Bearbeitungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Die Wiedergabe von allgemein beschreibenden Bezeichnungen, Marken, Unternehmensnamen etc. in diesem Werk bedeutet nicht, dass diese frei durch jedermann benutzt werden dürfen. Die Berechtigung zur Benutzung unterliegt, auch ohne gesonderten Hinweis hierzu, den Regeln des Markenrechts. Die Rechte des jeweiligen Zeicheninhabers sind zu beachten. Der Verlag, die Autoren und die Herausgeber gehen davon aus, dass die Angaben und Informationen in diesem Werk zum Zeitpunkt der Veröffentlichung vollständig und korrekt sind. Weder der Verlag, noch die Autoren oder die Herausgeber übernehmen, ausdrücklich oder implizit, Gewähr für den Inhalt des Werkes, etwaige Fehler oder Äußerungen. Der Verlag bleibt im Hinblick auf geografische Zuordnungen und Gebietsbezeichnungen in veröffentlichten Karten und Institutionsadressen neutral. Verantwortlich im Verlag: Markus Braun Springer Vieweg ist ein Imprint der eingetragenen Gesellschaft Springer-Verlag GmbH, DE und ist ein Teil von Springer Nature Die Anschrift der Gesellschaft ist: Heidelberger Platz 3, 14197 Berlin, Germany

Vorwort MTZ-Fachbuch „Zukünftige Kraftstoffe“

Die Automobilindustrie befindet sich im wohl größten Transformationsprozess ihrer Geschichte. Neue Mobilitätskonzepte, die Vernetzung der Fahrzeuge untereinander, die zunehmende Digitalisierung, Autonomes Fahren oder der zunehmende Einsatz künstlicher Intelligenz verändern das Marktumfeld und bieten Chancen und Risiken zugleich. Darüber hinaus beschleunigen weltweit strengere Gesetzgebungsvorschriften zur Luftreinheit den Veränderungsprozess der Automobilindustrie. Der Klimawandel ist die wahrscheinlich größte Herausforderung der Menschheit. Dabei ist das Klimaschutz- und nachhaltige Energiebereitstellung eines der wichtigsten Instrumente um der Klimaveränderung entgegenzuwirken. Das Pariser Klimaabkommen aus dem Jahr 2015 verdeutlicht die Dringlichkeit, die Erderwärmung auf deutlich unter 2 Grad zu begrenzen. Insgesamt haben 176 Staaten, einschließlich Deutschland, das Abkommen ratifiziert. Um dieses ambitionierte Ziel zu erreichen sind vor allem national bestimmte Beiträge zur Reduktion von Treibhausgasemissionen notwendig (vgl. Umweltbundesamt). Aus der Energiewirtschaft, Gebäude und Verkehr stammen mehr als 80 % der deutschen Treibhausgasemissionen. Bis 2050 sollen diese um 80 bis 95 % gegenüber dem Basisjahr 1990 reduziert werden. Um die Ziele zu erfüllen, sind CO2-neutrale Antriebskonzepte und neue ökologische Weichenstellungen erforderlich. Die Automobilindustrie ist gefordert mit neuen Technologien und innovativen Produkten alternative, nachhaltige sowie kostenoptimierte Antriebskonzepte zu entwickeln, um langfristig die Erfüllung der CO2-Ziele zu sichern. Die Automobilindustrie leistet bereits einen großen Beitrag für unsere Gesellschaft. Durch innovative und effiziente Technologien sowie Konzepte trägt ­Continental schon heute aktiv zur Luftreinheit der Städte bei. Trotzdem sind zur Erfüllung der verschärften Gesetzgebung zusätzliche Innovationen notwendig. Wie beispielsweise synthetische Kraftstoffe. Sie können eine Lösung sein, um nachhaltig vor allem die Bestandsflotte sauberer zu bekommen. Zur Sicherstellung zukünftiger Lösungen sind einige grundsätzliche Rahmenbedingungen festzulegen, die sie auf den nächsten Seiten im Fachbuch finden. Dabei ist die Nutzung CO2-neutraler Energieträger Grundvoraussetzung. In Deutschland wird zur Deckung der Energiebedarfe im Transportsektor Wind- und Photovoltaik v

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Vorwort MTZ-Fachbuch „Zukünftige Kraftstoffe“

präferiert. Allerdings muss volatil verfügbarer Wind- und Solarstrom in großen Mengen kostengünstig gespeichert werden, was sich durch die Umwandlung von Elektronen in Moleküle als chemische Batterie in Form von synthetischen Kraftstoffen und bereits industriell verfügbaren Prozessen realisieren lässt. Weiterhin erlauben z. B. Oxymethylen-Molekülketten, ohne Kohlenstoff-Doppelbindungen, eine schadstoffarme Verbrennung und gute Reichweiten. Zusätzlich muss der Fahrzeugbestand bereits kurzfristig bis 2050 mit zunehmend CO2-neutralen „Blends“ (Kraftstoffmischungen) versorgt werden. Die Blend-Eignung bleibt wenigen synthetischen Flüssigkraftstoffen vorbehalten. So stellte der VDA im Januar 2017 (Vgl. BDI Klimapfadstudie) fest, dass selbst bei ausschließlich in den Markt eingeführten CO2-neutral betriebenen Neufahrzeugen, die angestrebten CO2-Ziele für 2030 bis 2050 nicht erfüllt werden können. Die Bestandsflotte muss daher zur Erreichung der Ziele parallel mit „drop-in“ CO2-neutralen, strombasierten Kraftstoffen (e-Fuels) zur Reduktion beitragen. In der ersten Ausgabe des Fachbuchs liegt der Schwerpunkt der Beiträge noch auf der optimalen industriellen Herstellung derartiger Kraftstoffvarianten. Die synthetischen Kraftstoffe werden zukünftig kostengünstiger herstellbar sein und können in Konkurrenz zu den fossil-basierten Diesel- oder Benzin Kraftstoffen mittelfristig treten. Anhand der Beiträge ist abzusehen, dass laufende Forschungen signifikante Synthese-Wirkungsgradverbesserungen der Umwandlung von „grünem“ Strom in synthetische Kraftstoffe, sogenannt e-Fuels, erlauben werden. Dabei spielen die Energiekosten eine entscheidende Rolle. Ich würde mir wünschen, dass wir mit dem Fachbuch eine breite Leserschaft erreichen und damit die Forschung zu synthetischen Kraftstoffen weiter anregen. Denn nur der technologische Antriebsmix wird eine nachhaltige Mobilität der Zukunft sicherstellen. Viel Freude beim Lesen! Andreas Wolf

Grußwort Kraftstoffbuch

Mit dem Herausgeber dieses Buches, Wolfgang Maus, verbindet mich eine langjährige Freundschaft und die Leidenschaft des Autofahrens. Diese Faszination geht bis in meine Jugendzeit zurück. Autofahren gab mir immer das Gefühl von Freiheit und Unabhängigkeit. Die Entwicklungsprojekte von BMW und EMITEC waren in der Zusammenarbeit mit dem damaligen Geschäftsführer Wolfgang Maus davon geprägt, den Widerspruch zwischen Fahrspaß und niedrigen Abgasemissionen aufzulösen. Gerne erinnere ich mich an unser erstes gemeinsames Projekt. Der BMW 750i sollte in Kalifornien auf den Markt kommen. Es schien unmöglich, die damals weltweit schärfsten Emissionsvorgaben mit einem 12-Zylindermotor zu erfüllen. Innovationskraft beider Unternehmen führte zum elektrisch beheizten Katalysator. Um die Risiken in dem elektrischen 12-Volt-Bordnetz einer Luxuslimousine auszuschalten, bekam der BMW Alpina B12 6.0 diese Technik vorab. Die in einer Kleinserie gewonnen Erfahrungen im Kundenbetrieb flossen in die Serienentwicklung des späteren BMW 750i ein. Der Widerspruch war aufgelöst. Das war damals eine Sensation. Die Voraussetzungen dafür waren Pioniergeist, Innovationsstärke, Durchsetzungskraft und unternehmerisches Gespür. Diese Werte bringen unsere Gesellschaft voran. Heute müssen wir bei den gesellschaftlichen Schlüsselthemen Mobilität, Klimaschutz, Energie, Sicherheit und Gesundheit Fortschritte erzielen. Nur so können wir im globalen Wettbewerb unsere starke Position als Exportnation weiterhin sicherstellen. Selbst ernannte Experten und überzogene Umweltpolitik bringen Klimaschutz und Gesundheit in Widerspruch zur Mobilität. Die Einschränkung der Mobilität darf kein Lösungsweg sein. Mobilität sichert unseren Wohlstand. Wohlstand entsteht durch Wachstum, Wachstum entsteht durch Beschäftigung, Beschäftigung entsteht durch Wettbewerbsvorteile, Wettbewerbsvorteile entstehen durch Innovationen, Innovationen entstehen durch kluge Köpfe. Kluge Köpfe können Widersprüche auflösen. Ich wünsche mir, dass die Politik trotz Vertrauensverlust wieder mehr auf kompetente Wissenschaftler hört.

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Grußwort Kraftstoffbuch

Bis heute verdanken wir unsere Mobilität Verbrennungsmotoren, Turbinen und fossilen Kraftstoffen, die Personenkraftwagen, Nutzfahrzeuge, Schiffe und Flugzeuge antreiben. Ein weiter so darf es nicht geben. Für die Mobilität von morgen brauchen wir sozialverträglich umsetzbare Lösungen, die unkompliziert, weltweit einsetzbar, CO2-neutral und ohne Belastung der Luftqualität sind. Regenerativ erzeugte elektrische Energie ist dafür der Schlüssel. Für die Nutzung gibt es zwei Wege: die direkte Nutzung über elektrifizierte Antriebe und die indirekte Nutzung über synthetische Flüssigkraftstoffe oder synthetisch erzeugtes Gas. Die Politik setzt auf Elektromobilität. Lokale Emissionsfreiheit spricht dafür. Unsere klugen Köpfe aus Forschung und Wissenschaft zeigen, dass auch Verbrennungsmotoren mit dem heutigen Technologiestand Emissionsgrenzwerte sicher einhalten können und dass bei Betrachtung des Gesamtsystems sogar niedrigere CO2-Emissionen als mit alternativen Antrieben möglich sind. Ich wünsche dem Autorenteam, dass dieses Fachbuch dazu beiträgt, mehr ­Wissen aufzubauen und zu verbreiten, um Irrwege zu vermeiden. Die Reglementierung der Mobilität darf keine Lösung sein. Physik und Volkswirtschaft zusammen helfen nachhaltige Lösungen zu finden. Diese Lösungen müssen mit Innovationskraft und unternehmerischem Gespür vorangetrieben werden. Ich hoffe, dass die Politik die Chance erkennt, unsere angeschlagene Automobilwirtschaft damit wieder an die technologische Weltspitze zu führen. Dr. Johannes Liebl

Inhaltsverzeichnis

Regulatorische und umweltpolitische Randbedingungen Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union sowie in Industrienationen und Schwellenländern . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Hans Nuglisch, Thomas Maier, und Sandra Müller Europäische Regulierungen für Kraftstoffe, alternative Kraftstoffinfrastrukur und CO2-Ausstoß von Fahrzeugen. . . . . . . . . . . . . 45 Markus Maly CO2 und Emissionsgesetze, Anforderungen & Lösungen. . . . . . . . . . . . . . 76 Joachim Damasky und Tobias Block Energiebereitstellung, Sektorkopplung, wirtschaftliche Bedeutung Mobilität und Energie bedeuten Wohlstand. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 Wolfgang Maus Die volkswirtschaftliche Bedeutung von Automobilindustrie und Mobilität. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 Ulrich van Suntum Kohlenstoffbasierte EFuels – wird der „grüne“ Kohlenstoff zur knappen Ressource?. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 Christoph Gatzen und David Bothe Indirekte Elektrifizierung mittels eFuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 David Bothe Strom und erneuerbare Kraftstoffe – gemeinsame Lösung für die Verkehrswende. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 Stephan Stollenwerk, Jens Kanacher, und Frank-Detlef Drake

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Inhaltsverzeichnis

Nachhaltige Kraftstoffe (PtX) für die Energiewende im Transport-, ­Verkehrssektor C-1 Oxygenate als nachhaltige Kraftstoffe und deren günstige Eigenschaften. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 Eberhard Jacob CO2 Capture from Air: A Breakthrough Sustainable Carbon Source for Synthetic Fuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 Valentin Gutknecht and Louise Charles Synthetic Fuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 Robert Schlögl Industrial Approach for Direct Electrochemical CO2 Reduction in Aqueous Electrolytes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 Maximilian Fleischer, P. Jeanty, K. Wiesner-Fleischer, and O. Hinrichsen Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung von weltweiten Energiesystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251 Alexander Tremel Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung aus organischen Rest- und Abfallstoffen sowie NONFOOD-NawaRo. . . . 284 Ergun Çehreli und Arno Schneider Technologien zur Produktion von Wasserstoff für die Herstellung ­synthetischer Kraftstoffe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305 Günter Harp Homogen katalysierte Synthese von Oxymethylenethern (OME) durch Aufnahme von molekularem Formaldehyd . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 371 Andreas Peter, Eberhard Jacob, und Ingo Krossing Power-to-Methanol: Techno-Economical and Ecological Insights. . . . . . . 380 Mohamed Ouda, Christoph Hank, Florian Nestler, Max Hadrich, Johannes Full, Achim Schaadt, and Christopher Hebling Sunfire – Erneuerbare Moleküle aus CO2 und H2O zur Substitution von Erdöl und Erdgas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 410 Christian von Olshausen und Karl Hauptmeier A Technology Review and Cost Analysis of the Production of Low Carbon Methanol and Following Methanol to Gasoline Process. . . . . . . . 433 Christian Bergins, Torsten Buddenberg, Efthymia-Ioanna Koytsoumpa, Maria João Duarte, Emmanouil Kakaras, Stephan Schmidt, und Alexander Deierling Sustainable Fuel from CO2 and Electricity: A Commercial Scale Solution Ready to Meet Future Challenges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 464 Benedikt Stefansson and Ómar Sigurbjörnsson

Inhaltsverzeichnis

xiii

Methanol – der Kraftstoff, der uns morgen antreibt. . . . . . . . . . . . . . . . . . 480 Martin Bertau, Michael Kraft, Ludolf Plass, und Hans-Jürgen Wernicke Die Rolle von Dimethylether (DME) als Schlüsselbaustein synthetischer Kraftstoffe aus erneuerbaren Rohstoffen. . . . . . . . . . . . . . . 532 Ulrich Arnold, Philipp Haltenort, Karla Herrera Delgado, Benjamin Niethammer, und Jörg Sauer Nutzung synthetischer, nachhaltiger Otto- und Dieselmotor Kraftstoffe (PtX) Defossilizing the Transportation Sector . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 565 Ulrich Kramer Das Potenzial einer alternativen Kraftstoffstrategie. . . . . . . . . . . . . . . . . . 664 Olaf Toedter und Thomas Koch Gibt es in der Industrie in 20 Jahren noch Verbrennungsmotoren?. . . . . 676 Rudolf Ellensohn und Andreas Link Oktan- & Vorentflammungskennzahlen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 695 Josef Graf und Christian Martin Einsatz von Alkoholen in MPFI und DI Ottomotoren. . . . . . . . . . . . . . . . . 713 Peter Hofmann und Thomas Lauer e-Fuels – ein zentraler Baustein für den Motor der Zukunft?. . . . . . . . . . 750 Lars Hentschel, Karsten Michels, Thomas Garbe, und Martin Hönig DMC+ als partikelfreier und potenziell nachhaltiger Kraftstoff für DI Ottomotoren. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 758 Martin Härtl, Andreas Stadler, Sebastian Blochum, Dominik Pélerin, Thomas Maier, Vinicius Berger, Georg Wachtmeister, Philipp Seidenspinner, Thomas Wilharm, und Eberhard Jacob DME – A Sustainable Fuel Solution for Clean and Closed CO2-Cycle-Mobility for CI Powertrain. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 783 M. Zubel, T. Ottenwälder, B. Heuser, C. Herudek, H. Maas, and W. Willems OME als Reinstoff: Emissionsreduktion bei Dieselmotoren durch sauerstoffhaltige synthetische Kraftstoffe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 799 Martin Härtl, Dominik Pélerin, Kai Gaukel, Patrick Dworschak, und Georg Wachtmeister Synthetische Kraftstoffe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 814 Christian Beidl, Markus Münz, und Alexander Mokros Alcoholic Fuels in Diesel Engines. Methanol, Ethanol and Butanol . . . . . 850 Aleksandar Damyanov

xiv

Inhaltsverzeichnis

Di-n-Butylether (DBE). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 863 Aleksandar Damyanov Tributylcitrat, Butyllevulinat und Diglyme als mögliche sauerstoffhaltige Biokomponenten im Dieselkraftstoff. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 872 Aleksandar Damyanov Fischer-Tropsch-Diesel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 881 Aleksandar Damyanov Hydriertes Pflanzenöl (HVO). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 891 Aleksandar Damyanov Kraftstofftechnologien für emissionsarme Mobilität . . . . . . . . . . . . . . . . . 902 Peter Sauermann und Bochum Ian Sharp Diesel-OME-Blends. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 918 Aleksandar Damyanov OME – Diesel Blends für niedrigere Well-to-Wheel CO2 Emissionen in PKW Motoren. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 929 O. Kastner, G. Avolio, und G. Rösel Schlussbemerkungen Schlussbemerkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 945 R. Schlögl, G. Wachtmeister, E. Jacob, und W. Maus Autorenverzeichnis. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 947

Regulatorische und umweltpolitische Randbedingungen

Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union sowie in Industrienationen und Schwellenländern Hans Nuglisch(*), Thomas Maier, und Sandra Müller Continental Powertrain, Regensburg, Deutschland [email protected]

1 Einführung Dieser Beitrag orientiert sich an dem Continental Emission Booklet „Worldwide Emission Standards and Related Regulations“. Der Fokus dieses Beitrages liegt auf den Gesetzgebungen bezüglich der Emissionen von Personenkraftwagen (Pkw) und leichten Nutzfahrzeugen (Light-Duty Vehicles). Für tiefer gehende Details insbesondere zu On-board Diagnose (OBD), In-Service-Konformität (ISC), Messverfahren bei Hybridfahrzeugen usw. sei auf das Continental Emission Booklet sowie insbesondere auf die entsprechenden Original-Regularien verwiesen. Dieser Beitrag dient nur zur allgemeinen Information und Übersicht, mit dem Verständnis, dass Continental keine rechtlichen, behördlichen oder sonstigen professionellen Dienstleistungen erbringt. Diese Veröffentlichung sollte nicht als Ersatz für die jeweiligen offiziellen Vorschriften verwendet werden, die immer zurate gezogen werden sollten. Der Schwerpunkt liegt hier aus aktuellem Anlass auf der europäischen Emissionsgesetzgebung, aber es wird auch der Status bezüglich Pkw und leichten Nutzfahrzeugen für andere wichtige Weltregionen, wie USA, China, Indien, Korea, Japan und Brasilien skizziert. Im Allgemeinen sind Emissionsregularien für Personenkraftfahrzeuge in zwei unterschiedliche Kategorien einzuteilen: Treibhausgasemissionen und Schadstoffemissionen. 1.1 Treibhausgasemissionen In der Emissionsgesetzgebung für Kraftfahrzeuge betrachtete Treibhausgasemissionen sind hauptsächlich CO2 (GWP1 = 1), aber auch CH4 (GWP ~ 30) und N2O (GWP ~ 265). Treibhausgase beeinflussen das Weltklima. Die besondere Relevanz

1  GWP:

Greenhouse Warming Potential.

© Springer-Verlag GmbH Deutschland, ein Teil von Springer Nature 2019 W. Maus (Hrsg.): Zukünftige Kraftstoffe, ATZ/MTZ-Fachbuch, S. 3–44, 2019. https://doi.org/10.1007/978-3-662-58006-6_1

4    H. Nuglisch et al.

CO2 emissions normalized to NEDC [ g / km ]

liegt hier bei den Gesamtemissionen in die Atmosphäre, nicht wie bei den gesundheitsschädlichen Abgasen bei den lokalen Emissionen. Aus diesem Grund begrenzen alle großen Weltregionen die CO2-Emissionen als Durchschnittswert für die in einem Jahr verkaufte Neufahrzeugflotte. Größere Fahrzeuge dürfen mehr Treibhausgase emittieren, wenn deren Emissionen durch geringere Emissionen kleinerer Fahrzeuge in der Flotte ausgeglichen werden. Die Einzelheiten der Regelungen in den Weltregionen sind unterschiedlich, jedoch konvergiert das Ziel für die Hauptregionen im Zeitraum 2020–2025 auf etwa 100 g CO2/km mit den ehrgeizigsten Zielen in Europa: 95 g CO2/km für 2020/2021, noch einmal reduziert um 15 % im Jahr 2025 und um 37,5 % im Jahr 2030 (siehe Abb. 1). Während im europäischen Flottendurchschnitt in den vergangenen Jahren stetige Rückgänge zu verzeichnen waren, emittierten neue Pkw im Jahr 2017 durchschnittlich 0,4 g CO2/km mehr als 2016, als der Wert bei 118,5 g/km lag. Dieser Trend scheint sich auch 2018 fortzusetzen und stellt das Erreichen des Grenzwertes für 2020 infrage, siehe auch Abb. 1. Seit Beginn der Überwachung im Rahmen der geltenden EU-Rechtsvorschriften sind die offiziellen Emissionen seit 2010 um 22 g CO2/km (16 %) zurückgegangen.2

210

EU: Car (NEDC), history EU: Targets (NEDC),

190

2020 / 21, 2025, 2030 US: Car, history

China: Car, history China: Target 2020

US: Target 2025 US: New proposal

170 150 130 110 90

Proposal: Safer Affordable Fuel-Efficient (SAFE) vehicles rule, freeze target on 2020 level

Monthly CO2 fleet data for Germany [ g / km ] 137

US (cars only) 2025: 55 mpg, LEV III

132

EU: 95 g CO2 g/km Phase-in 2020 – 2021 Euro 6d WLTP + RDE

127

70

122 Dec. 2013

50 2000

Dec. 2014

Dec. 2015

2005

Dec. 2016

Dec. 2017

2010

EU: Targets 2025 and 2030, post Euro 6

Dec. 2018

2015

2020

www.theicct.org/info-tools/global-passenger-vehicle-standards and EU monitoring data + EU Council decision post 2021

2025 2030 EU proposes very ambitious CO 2 targets post 2021!

Abb. 1.  Historische CO2 Emissionen für Pkw, CO2-Emissionsziele sowie Ausblick für verschiedene Weltregionen und monatliche deutsche Fahrzeug-Zulassungszahlen 2014–2018, veröffentlicht vom KBA

2  https://www.eea.europa.eu/highlights/no-improvements-on-average-co2.

Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union …    5

1.2 Schadstoffemissionen Hierunter fallen Luftschadstoffe, welche schädlich für die menschliche Gesundheit sind und über die lokalen Luftqualitätsvorschriften definiert sind. Maximale Umweltkonzentrationen werden von der Weltgesundheitsorganisation (WHO) definiert. Der Fahrzeugsektor ist an folgenden Emissionen stark beteiligt: – Kohlenstoffmonooxid (CO; im Folgenden „Kohlenmonoxid“), hochtoxisch – Unverbrannte Kohlenwasserstoffe (Hydrocarbons, HC), können in unterschiedlicher chemischer Zusammensetzung auftreten, toxisch – Stickstoffoxide NO sowie NO2 (meist gemeinsam betrachtet als NOX), u. a. potenziell schädliche Auswirkungen auf das Atmungssystem, photochemische Effekte in der Atmosphäre – Partikel (Ruß und Asche) aus dem Verbrennungsprozess, quantifiziert als emittierte Masse (PM) in mg/km sowie bei ihrer Anzahl (Particle Number, PN) in #/ km, potenziell schädlich für das Herz-Kreislauf- und Atmungssystem. Partikelemissionen werden auch durch Brems- und Reifenabrieb verursacht, für diese gibt es jedoch noch keine allgemein akzeptierten Messmethoden. Die Entwicklung dieser Messmethoden ist Thema der UNECE Arbeitsgruppe Particle Measurement Program (PMP). Diese Emissionen sind in den Weltregionen durch verschiedene Gesetzgebungspakete geregelt (bekannt als Euro 5, Euro 6, ULEV, LEVII, LEVIII usw.). Weltweit gesehen sind folgende Hauptregionen zu sehen: – Die USA und einige mittel- und südamerikanische Länder verwenden das US-Testverfahren (FTP) oder Teile davon – Europa und die Länder, die den EU-Rechtsvorschriften folgen, die ab 2017 auf dem neuen WLTP und dem neu geschaffenen Test für die Emissionen im tatsächlichen Fahrbetrieb (Real-Driving-Emissions, RDE) basieren werden – Japan hat sein eigenes Testverfahren, wird aber zum neuen Worldwide harmonized Light vehicles Test Procedure (WLTP) wechseln – China kombiniert Elemente aus Europa (heute NEFZ, aber Übergang zu WLTP und RDE) und Elemente der US-Gesetzgebung (siehe Abb. 2) Alle Vorschriften begrenzen die maximalen Emissionen pro Wegstrecke (z. B. mg/km) für jedes verkaufte Fahrzeug. Das heißt, jedes Fahrzeug muss zertifiziert sein, eine große Luxuslimousine oder ein kleines Fahrzeug müssen dieselben maximalen Emissionen einhalten. Als strengste Schadstoffemissionsverordnung kann aktuell die US-amerikanische gesehen werden, ab 2023 verschärfen sich in China die Grenzwerte stärker als in Europa (siehe weltweite Übersicht in Abb. 3) Eine vergleichende Übersicht der mittels der regionalen Regularien bestehenden Emissionsgrenzwerte sowie deren Einführungszeitpunkte ist in Abb. 3 für die vier Schadstoffkategorien NOx, NMHC oder NMOG, CO sowie PM dargestellt. Diese Übersicht soll hierbei lediglich einen groben Vergleich der Grenzwerte geben – eine direkte absolute Vergleichbarkeit ist nicht gegeben: Einerseits durch die Nutzung verschiedener Fahrzyklen in den Regionen sowie andererseits, da die Grenzwerte sowohl fahrzeugindividuell als auch teilweise über Flottengrenzen vorgegeben sind.

6    H. Nuglisch et al. California LEV III

US Federal Tier 3 harmonized with CARB LEV III

EU 28 Euro 6d limits with RDE and WLTP

Russia Euro 5 Euro 6 (tbd) China China 5 China 6a (2020) China 6b (2023) Beijing* China 6a (2019) without RDE China 6b (2021) Japan New target with WLTP (2018) South Korea Gasoline based on CARB LEV III

Across India Bharat Stage IV Bharat Stage VI (2020)

Brazil L6 L7 (2020) L8 (2025)

Euro 6c /d – China 6a / b Challenge PN Euro 5 – China 5 Euro 4 – Bharat Stage IV

Diesel based on Euro 6 with RDE (2018) Proconve L6 Post-PNLT

Tier 3 – LEVIII Challenge HC / NOX China 6b Combined Challenge

Abb. 2.  Weltweite Emissionsgesetzgebungen für Pkw nach Weltregionen

CO [ mg / km ]

5.0

Phase-In of LEVIII 2017 – 2028

PM [ mg / km ]

PN: 6*1011 China 6a

NMOG + NOX [ g / mile ] 0.13 0.128 0.11

PN: 6*1011

2.5

China 6b

PN: 6*1011

0.09

1000

750

500

250

25

50

100

NOX [ mg / km ]

Euro 5: NEDC Euro 6d: WLTP + RDE

25

China 6a: WLTP

Euro 5 and Euro 6

50

China 6b: WLTP + RDE Tier 3 / LEVIII 2021: CO ULEV 50 FTP + SFTP 150 kmiles

75 Japan 2018

75

Tier 3 / LEVIII 2025: CO: SULEV 30, PM: LEVIII

100 NMHC / NMOG [ mg / km ] Japan WLTP Euro 6d-temp

China 6a Euro 6d

Japan 2018 WLTP Tier 3 / LEVIII 58 mg

China 6b

Tier 3 / LEVIII 30 mg

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2020 2023 2024 2025

Post Euro 6 ?

0.07 0.05

Light-duty trucks

0.107 Passenger cars

0.03

0.030 0.01 2014 2016 2018 2020 2022 2024 Model Year MY 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

% of vehicles certified to a: 3 mg / mile standard 1 mg / mile stand. 10 0 20 0 40 0 70 0 100 0 100 0 100 0 100 0 75 25 50 50 25 75 0 100

Abb. 3.  Emissionsgrenzen und Einführungszeitpunkte in verschiedenen Weltregionen (OttoMotoren)

Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union …    7

1.3 Internationale Harmonisierung der Emissionsgesetzgebung im Rahmen der UNECE3 1.3.1  UNECE Forum für Harmonisierung der Fahrzeuggesetzgebung.  Innerhalb der Wirtschaftskommission der Vereinten Nationen für Europa (UNECE) ist die Arbeitsgruppe für Emissionen und Energie (GRPE)4 Teil des weltweiten Forums für Harmonisierung der Fahrzeuggesetzgebung, der UNECE WP.295. Dieses Forum verwaltet hierfür die drei Kategorien internationaler Vereinbarungen, welche die internationale Zusammenarbeit regeln: – UN Regelungen (1958 Agreement, UN Regulations) die von den teilnehmenden Staaten direkt übernommen werden können und direkt international rechtsverbindlich sind. – UN Richtlinien (1998 Agreement, GTRs)6 sind international anerkannte Prüfverfahren die in nationale/regionale Gesetze übernommen werden, zum Beispiel der neue GTR 15 (WLTP) als Teil des neuen europäischen Regelprüfverfahrens für Schadstoffemissionen. – Gegenseitige Anerkennung von periodischen technischen Inspektionen (1997 Agreement). Im Folgenden sollen hier nur die wichtigsten emissionsrelevanten Vorschriften vorgestellt werden. 1.3.2 UNECE-Regelung Nr. 83 (ECE-R 83) und Typ-1-Test (NEFZ).  Die UNECERegelung Nr. 837 beschreibt ein Prüfverfahren für Schadstoffemissionen, das bis Ende August 2018 auch für die europäische Typengenehmigung Standard war. Dazu gehören Abgasemissionen bei normaler und niedriger Umgebungstemperatur, Verdunstungsemissionen, Emissionen des Kurbelgehäuses, Dauerhaltbarkeit von Abgassystemen für die Abgasreinigung sowie On-Board-Diagnosesysteme (OBD) für Light-Duty (LD) Fahrzeuge (Pkw und leichte Nutzfahrzeuge der Klassen M1, N1). Die verschiedenen Arten von Tests, welche die ECE-R 83 definiert, sind: – Typ I (Überprüfung der Abgasemissionen nach einem Kaltstart zwischen 20 °C und 30 °C) – Typ II (Kohlenmonoxid-Emissionen im Leerlauf) – Typ III (Emissionen des Kurbelgehäuses) – Typ IV (Verdunstungsemissionen), soweit zutreffend

3  UNECE:

The United Nations Economic Commission for Europe. Working Party on Pollution and Energy. 5  WP.29: World Forum for Harmonization of Vehicle Regulations, permanent UNECE working party. 6  GTR: Global Technical Regulation. 7   UNECE Regulation 83: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/ALL/?uri=CELEX:4200 6X1227(06)R(01) 4  GRPE:

8    H. Nuglisch et al.

– Typ V (Haltbarkeit der emissionsmindernden Komponenten) – Typ VI (Überprüfung der Kohlenmonoxid- und Kohlenwasserstoffemissionen bei niedriger Umgebungstemperatur nach einem Kaltstart bei −7 °C), gegebenenfalls OBD-Test. Der Typ-1-Testzyklus gemäß UNECE-Regelung Nr. 83 entspricht dem Neuen Europäischen Fahrzyklus (NEFZ), siehe Abb. 4. Der NEFZ 2000 gilt für Emissionsprüfungen ab Euro 3 (2000) (Änderung vs. NEFZ 1992: Wegfall der ersten 40 s, Beutelsammlung ab Motorstart). Der NEFZ wird in Europa, China, Japan und Indien mit der Einführung des WLTC-Zyklus und des WLTP-Testverfahrens auslaufen, wie in der GTR 15 beschrieben (siehe folgendes Kapitel).

Urban

140

Extra Urban

NEDC ( ~ 20 min )

Vehicle speed [ km / h ]

120 100 80 60 40 20 0

0

200

400

600

800 1000 Time [ sec ]

1200

1400

1600

1800

Abb. 4.  NEFZ/NEDC Testzyklus

1.3.3 Worldwide Harmonized Light Vehicle Test Procedure (WLTP). UNECE GTR 15. Es war seit vielen Jahren bekannt, dass der NEFZ-Testzyklus gemäß der Definition in der UNECE-Regelung Nr. 83 (siehe Abb. 4) das reale Fahrverhalten nicht ausreichend widerspiegelt. Schadstoffemissionen, Kraftstoffverbrauch und CO2-Emissionen, die mit diesem Verfahren ermittelt werden, entsprechen nicht den realen Emissionswerten. Aus diesem Grund hat die UNECE WP. 29 im Jahr 2007 beschlossen, im Rahmen von GRPE eine informelle Arbeitsgruppe für die Entwicklung des WLTP einzusetzen. Die Gruppe entwickelte von 2009 bis 2015 den Worldwide Harmonized Light-Duty Test Cycle (WLTC, siehe Abb. 5) und das damit verbundene Testverfahren (Worldwide harmonized Light vehicles Test Procedure, WLTP) für die Messung der limitierten Schadstoffemissionen, CO2, Treibstoff- und Energieverbrauch. Die erste

Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union …    9

Version hierzu wurde im Jahr 2014 als UNECE GTR 158 und die letzte Änderung hierzu im September 2018 veröffentlicht9. Diese Global Technical Regulation (GTR) hat das Ziel, eine weltweit abgestimmte Methode zur Bestimmung der Emissionen von gasförmigen Verbindungen, Partikelmasse, Partikelanzahl, CO2-Emissionen, Kraftstoffverbrauch, Stromverbrauch sowie elektrischer Reichweite von Pkw und leichten Nutzfahrzeugen bereitzustellen, die so ausgelegt ist, dass sie den realen Fahrzeugbetrieb gut und in einer wiederholbaren und reproduzierbaren Weise abbildet. Dies soll die Grundlage für Verordnungen im Rahmen von regionalen Typgenehmigungs- und Zertifizierungsverfahren bilden (1998 Agreement). Eine zweite Phase (WLTP Phase 2), die im Jahr 2016 startete, hat bis 2020 das Ziel, folgende zusätzliche Themen in die UNECE GTR zu integrieren: Testverfahren für niedrige Temperaturen, Dauerhaltbarkeit, In-Service-Konformität (ISC), On-Board-Diagnose (OBD) und Effizienz von Klimaanlagen (MAC). Zusätzlich wurde im September 2018 auch im Rahmen der UNECE eine neue Arbeitsgruppe gestartet, um ein weltweit harmonisiertes Verfahren zur Ermittlung der Emissionen unter realen Fahrbedingungen zu definieren (Real-Driving-Emissionen, RDE). Der WLTP definiert den Testzyklus WLTC, der ein realistischeres Profil der Fahrzeuggeschwindigkeiten darstellt als der NEFZ. Er wurde abgeleitet auf Basis einer internationalen Datenbank mit tatsächlich gefahrenen Fahrsequenzen. Der zweite und noch wichtigere Teil des WLTP ist eine deutlich striktere Definition der Testverfahren, als sie im Vergleich zum NEFZ und in der UNECE 83 gegeben sind. So sind beispielsweise Fahrzeugmasse, Rollwiderstand, Fahrzeugkonditionierung und Umweltbedingungen genauer definiert. Um den regionalen Marktcharakteristiken gerecht zu werden (Indien, Japan K-cars) definiert der WLTP drei Hauptklassen von Fahrzeugen (Klasse 1–3) abhängig von der gewichtsspezifischen Motorleistung mit jeweils einem Zyklus, sowie zwei Unterklassen für die Klasse 3. Zusätzlich ist unter bestimmten Bedingungen eine Anpassung des Geschwindigkeitsprofils erlaubt. Der zu verwendende Zyklus ist abhängig vom Leistungsgewicht Pmr:     Pmr = Leistung [W] / (Masse in fahrbereitem Zustand kg − 75 kg ) Mit „Masse in fahrbereitem Zustand“: Masse des Fahrzeugs, dessen mit mindestens 90 % gefüllten Kraftstofftank(s), Masse des Fahrers, Betriebsflüssigkeiten, Ausrüstung nach Herstellerangaben, Masse der Karosserie, der Kabine, der Ver­ bindungsstücke und des Ersatzrades sowie Werkzeuge.

8   UNECE

GTR 15 with amendment 2016: https://www.unece.org/fileadmin/DAM/trans/main/ wp29/wp29wgs/wp29gen/wp29registry/ECE-TRANS-180a15am1e.pdf. 9  Addendum 15: United Nations Global Technical Regulation No. 15 http://www.unece.org/fileadmin/DAM/trans/main/wp29/wp29wgs/wp29gen/wp29registry/ECE-TRANS-180a15am4e.pdf.

10    H. Nuglisch et al.

Fahrzyklen sind für die drei Klassen mit folgenden spezifischen Fahrzeugmassen definiert: – Klasse-1-Test: Pmr  22 W/kg, aber  34 W/kg Die Zyklen sind in verschiedene Phasen unterteilt: niedrige, mittlere und hohe Geschwindigkeit und eine zusätzliche vierte Phase mit erhöhter Geschwindigkeit für den europäischen Autobahnverkehr. Die verschiedenen Phasen sind fahrzeugklassenspezifisch. Beispielhaft ist in Abb. 5 der für in Europa typische Fahrzeuge nötige WLTC Klasse 3 Test gezeigt. Für Fahrzeuge der Klasse 1 umfasst der vollständige Test eine Phase mit niedriger Geschwindigkeit, gefolgt von einer Phase mit mittlerer Geschwindigkeit und einer zweiten Phase mit niedriger Geschwindigkeit. Ein kompletter Zyklus für Fahrzeuge der Klassen 2 und 3 besteht aus den jeweiligen Phasen mit niedriger, mittlerer und hoher Geschwindigkeit und optionaler extra schneller Phase. Für Fahrzeuge der Klasse 3 gibt es zwei Unterklassen für Fahrzeuge mit einer Höchstgeschwindigkeit 34 W/kg

Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union …    11

2 Emissionsgesetzgebung in Europa 2.1 Überblick aktueller Entwicklungen In der Europäischen Union laufen in mehreren Bereichen wichtige Entwicklungen: – Reduzierung der Schadstoffemissionen – Reduzierung von Treibhausgasen – Überarbeitung des Rahmenwerks für die Typgenehmigung von Fahrzeugen Die Europäische Union konzentriert sich weiterhin auf die Erreichung der für den zweiten Verpflichtungszeitraum des Kyoto-Protokolls (2013 bis 2020) vereinbarten Ziele, um bis zum Jahr 2020 eine 20 % Reduktion der Treibhausgase gegenüber dem Basisjahr 1990 zu erreichen (vgl. Abb. 6). Die weiteren Maßnahmen zur CO2 Reduktion bis 2030 werden durch die bei der Pariser Klimakonferenz (COP 21) eingegangenen Verpflichtungen diktiert. Die EU hat sich bis 2030 zu einer Senkung der Treibhausgasemissionen um 40 % im Vergleich zu 1990 verpflichtet.

UNFCCC

United Nations Framework Convention on Climate Change 1992 › Agreement on cooperation and reporting, installation of regular conferences › Decision making: Conference of the Parties (COP)

KYOTO

Kyoto Protocol 1998 (COP 3) › Phase 1 (2008 – 2012): EU 8% reduction target compared to 1990, (EU-15 has achieved an overall cut of 11.7% domestically) › Phase 2 (2013 – 2020): EU 20% reduction target compared to 1990

PARIS

Paris Agreement 2015 (COP 21): Targets 2021– 2030 Global average temperature increase < 2°C above pre-industrial levels, efforts to limit to 1.5°C COUNCIL DECISION (EU) 2016 /1841: Paris Agreement adopted › Intended Nationally Determined Contribution (INDC) of the EU and its member states › Definition of individual CO 2 emissions target for each member state

EU

Measures taken at EU level will help Member States to reduce emissions: › Road transport: Reducing CO 2 emissions from vehicles – CO2 standards for cars and vans, CO 2 labelling for cars – Comprehensive strategy to reduce CO 2 emissions from heavy-duty vehicles – Fuel Quality: GHG intensity of vehicle fuels to be cut by up to 10% by 2020 › Measures to improve the energy performance of buildings › Restrictions on fluorinated industrial gases

Abb. 6.  Internationaler Rahmen für die CO2-Gesetzgebung

Der Verkehrssektor hat einen großen Anteil an den europäischen CO2-Emissionen, die für nicht regenerative Energieträger dem Energieverbrauch folgt (siehe Abb. 7). Deshalb verschärft die EU weiterhin die CO2-Emissionsgrenzwerte für Personenkraftwagen und leichte Nutzfahrzeuge. Die Regulierung der CO2-Emissionen im Straßenverkehrssektor ist der Haupttreiber für die Entwicklung von neuen Technologien im Fahrzeugbereich.

12    H. Nuglisch et al. Split of Final Energy Consumption in the EU 2016 (Source EUROSTAT) Final energy consumption, by sector (EU28) 2016

Transport energy consumption by source mode (EU28) 2016 82% Road

42% Other sectors

25% Industry

13% International aviation 2% Rail 2% Domestic aviation

33% Transport (27% road transport)

1% Domestic navigation < 1% Pipeline transport < 1% Non-specified transport

2011 EU White paper on transport: 20% reduction in the total GHG emissions by 2030 relative to 2008 levels 60% reduction by 2050 relative to 1990 levels

Abb. 7.  Bedeutung des Straßenverkehrs bezüglich Energieverbrauch

Die Notwendigkeit für treibhausgasneutrale Antriebe treibt die Entwicklung von Elektrifizierung und die Suche nach realistischen Lösungen für alternative Kraftstoffe voran. Eine zweite Priorität definiert die europäische Clean-Air-Politik10. Maximale Konzentrationen von Schadstoffen in der Umgebungsluft sind europaweit gesetzlich festgelegt (Immissionsgrenzwerte). Vor allem die Stickoxid- und Feinstaubkonzentrationen überschreiten in verschiedenen europäischen Ballungsgebieten regelmäßig die festgelegten Grenzwerte (z. B. 40 µg/m3 in Europa für NO2). Pkw und leichte Nutzfahrzeuge haben einen großen Anteil an den NOx- und Feinstaubemissionen. Die Tatsache, dass vor allem Dieselfahrzeuge unter realen Fahrbedingungen oft mehr NOx emittierten als unter Typgenehmigungsbedingungen, war ein Grund für die Einführung des Prüfverfahrens für Emissionen im tatsächlichen Fahrbetrieb (RDE). Dieses Prüfverfahren betrifft hauptsächlich die Abstimmung sowie die Abgasnachbehandlung von Dieselmotoren, wird aber ebenso zur Verbreitung von Technologien zur Minimierung von PN- und NOx-Emissionen bei Benzinfahrzeugen führen, insbesondere bei solchen mit GDI-Motoren (Benzin-Direkteinspritzer). 2.2 EU Verordnungen und Richtlinien EU-Richtlinien  (EU-Directives, bis 2009 EG-Richtlinien) sind Vorgaben der Europäischen Kommission, die für alle Mitgliedstaaten verbindlich sind. Die Mitgliedstaaten müssen diese zu bestimmten Terminen in nationale Gesetze konvertieren. Die Anwendung dieser Richtlinien kann im Detail länderspezifische Abweichungen zeigen. EU-Verordnungen  (EU-Regulations) werden von den gesetzgebenden Parteien der Gemeinschaft in Brüssel entschieden (EU Parlament und Rat). Diese sind direkt in allen Mitgliedstaaten verbindlich und brauchen kein nationales Äquivalent. 10  http://ec.europa.eu/environment/air/index_en.htm.

Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union …    13

UNECE/EU Äquivalenz:  In der Vergangenheit gab es immer eine ECE und eine entsprechende EU-Richtlinie, die in den Ländern, die das Abkommen von 1958 unterzeichnet haben, das gleiche Testverfahren für die Zertifizierung erlaubt. Mit den neuen WLTP- und RDE-Testverfahren besteht für die neue europäische Durchführungsverordnung (Verordnung (EU) 2017/115111) ab September 2017 kein ECE-Äquivalent für neue Typgenehmigungen. Typgenehmigungen werden nur basierend auf der europäischen Verordnung erlassen. Auch wenn der WLTP auf dem GTR 15 (WLTP) basiert, sind regionale Ergänzungen wie der in Europa erforderliche 14 °C Umgebungstemperaturkorrekturtest (ATCT) ohne Äquivalent auf UNECE-Ebene. Die informelle Arbeitsgruppe der UNECE zur Phase 2 des WLTP wird die EU und die UNECE-Regelungen auch in Zukunft harmonisieren, aber es wird höchstwahrscheinlich eine Regelung geben, die einige Kernregeln enthält, die von allen Parteien akzeptiert werden, ergänzt durch regionale Zusätze. Die neue EU-Verordnung verweist stellenweise dennoch auf UNECE-Regelungen, wo die Prüfverfahren nicht geändert wurden (z. B. Verweise auf die UNECE-Regelung Nr. 83 für Rauchtrübung, Kurbelgehäuseemissionen, −7 °C Tieftemperaturtest usw.). 2.3 Fahrzeugtypgenehmigung in der Europäischen Union Die Kraftfahrzeugzulassungsrichtlinie oder -verordnung beschreibt die Verfahren zur Zertifizierung von Fahrzeugen, Systemen und Komponenten, welche in Europa verkauft werden (gültig für Pkw sowie leichte und schwere Nutzfahrzeuge). Dieser Rahmen definiert die Anforderungen in Bezug auf Sicherheit und Umwelt für mehr als 70 verschiedene Elemente, die in verschiedenen Verordnungen und Richtlinien festgelegt sind. Das Grundlagendokument, welches die europäische Gesetzgebung zur Typgenehmigung bis Ende August 2020 definiert, ist die Rahmenrichtlinie 2007/4612. Hauptziel der Rahmenrichtlinie ist die technische Harmonisierung innerhalb der EU. Im Rahmen der Typgenehmigung von Fahrzeugen (Whole Vehicle Type Approval System, WVTA) kann ein Hersteller eine Zertifizierung für einen Fahrzeugtyp in einem EU-Land erhalten und diesen EU-weit ohne weitere Tests vermarkten. Die Zertifizierung wird von einer nationalen Typgenehmigungsbehörde ausgestellt, und die Prüfungen werden von den vorgesehenen technischen Diensten durchgeführt. Ein technischer Dienst ist eine Organisation oder eine Stelle, die von der nationalen Genehmigungsbehörde als Prüflabor zur Durchführung von Prüfungen und Konformitätsbewertungen benannt wurde zur Durchführung der Erstprüfung und anderer Prüfungen oder Inspektionen. Die nationalen Genehmigungsbehörden müssen eine Kopie

11  Commission

Regulation (EU) 2017/1151: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/? uri=CELEX%3A32017R1151 12   Consolidated framework directive 2007/46 with amendments: http://eur-lex.europa.eu/ legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:02007L0046-20160701

14    H. Nuglisch et al.

des Zertifikats einer Fahrzeug-Typgenehmigung für jeden zugelassenen, zurückgewiesenen oder zurückgenommenen Fahrzeugtyp an die Genehmigungsbehörden in anderen EU-Ländern senden. Vor der Erteilung einer Typgenehmigung  muss die Genehmigungsbehörde prüfen, ob der Fahrzeugtyp den Sicherheits- und Umweltanforderungen der Rahmenrichtlinie entspricht und ob die Produktion den Vorschriften entspricht. Das Konformitätszertifikat (CoC) ist eine Erklärung des Herstellers, dass das Fahrzeug den EU-Typgenehmigungsbedingungen entspricht. Nach der Erteilung der Typgenehmigung  muss die Genehmigungsbehörde sicherstellen, dass die Gewährleistung der Übereinstimmung der Produktion gegeben ist (Conformity of Production Tests, CoP). Die Überprüfung der Dauerhaftigkeit der Emissionskonformität erfolgt durch die Gewährleistung der Übereinstimmung in Betrieb (In Service Conformity Tests, ISC). Eine umfassende Überarbeitung des Rahmenwerks für die Typgenehmigung wurde verabschiedet und tritt im September 2020 in Kraft. Eine wichtige Neuerung ist, dass die o. g. Rahmenrichtlinie 2007/46 durch eine EU-weit bindende Verordnung, EU Verordnung (EU) 2018/85813 ersetzt wird: Wichtige Neuerungen sind hierbei Tests und Marktüberwachung durch Dritte und eine verbesserte Kontrolle der nationalen Typgenehmigungsbehörden. Ursprünglich waren für die Rahmenrichtlinie für Typgenehmigungen nach einem sogenannten ‚fitness check‘ der EU-Kommission 2013 nur geringfügige Aktualisierungen geplant. Ab Herbst 2015 änderte sich die Situation jedoch drastisch durch die Entdeckungen von Abschalteinrichtungen, und der Typgenehmigungsprozess wurde heftig kritisiert. Dies hat eine größere Überarbeitung der Richtlinie 2007/46 hervorgerufen. 2015 hat das EU-Parlament einen Untersuchungsausschuss für Emissionsmessungen (EMIS) eingerichtet. Hauptthemen waren eine verbesserte Durchsetzung der europäischen Rechtsvorschriften in allen Mitgliedstaaten, die Bewertung der Möglichkeit einer Kontrolle der nationalen Dienste durch die EU-Kommission und die Verbesserung der Kontrolle im Betrieb sowie die Einführung eines Marktüberwachungsmechanismus. Im Dezember 2017 ist es zu einer Einigung zwischen Rat und Parlament gekommen und die finale Version der neuen Typgenehmigungsverordnung wurde am 14. Juni 2018 als Verordnung 2018/858 publiziert. Die wichtigsten Punkte in der neuen Verordnung sind: – Einschränkung des nationalen Spielraumes für die Anwendung der Vorgaben durch Ersetzen der EU-Richtlinie durch eine verbindlichen EU Verordnung. – Einführung von Marktüberwachung. Die Mitgliedstaaten sind verpflichtet, eine Mindestanzahl von Fahrzeugen im Umlauf zu prüfen. – Die Qualität der Tests sollte verbessert werden. Akkreditierung der Technischen Dienste und auditsystembasierte Peer-Reviews wurden eingeführt.

13   Regulation

(EU) 2018/858: LEX%3A32018R0858

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CE-

Verkehrsemissionsgesetzgebungen in der Europäischen Union …    15

Im Folgenden soll genauer auf die CO2- und Schadstoffgesetzgebung für Pkw und leichte Nutzfahrzeuge eingegangen werden. Schwere Nutzfahrzeuge werden von einer speziellen Verordnung geregelt. Definition der Fahrzeugklassen für Pkw und leichte Nutzfahrzeuge (Definition in den Typgenehmigungsvorschriften der Verordnung 2007/46 oder 2018/858 und 715/2007): – Fahrzeuge der Klassen M1, M2, N1 oder N2 mit einer Bezugsmasse von höchstens 2610 kg. „Bezugsmasse“ ist die Masse des Fahrzeugs in fahrbereitem Zustand abzüglich der Masse des Fahrers von 75 kg und erhöht um eine einheitliche Masse von 100 kg. • Personenkraftwagen der Kategorie M1 (Fahrer + max. 8 Personen) und der Kategorie M2 (mehr als 8 Personen) • Fahrzeuge, die hauptsächlich für die Beförderung von Gütern bestimmt und gebaut sind (Nutzfahrzeuge) N1 (technisch zulässige Gesamtmasse 2610 kg fallen nicht mehr in diese Verordnung) • Nutzfahrzeuge (Commercial Vehicles, CVs) der Klasse N1 sind in 3 Klassen unterteilt Klasse 1: Bezugsmasse 5 kWh/dm3. Als C1-Oxygenatkraftstoffe für Motoren zeigen diese Potenzial für niedrigste Emissionen (bis hin zur Sub-Zero-Stufe). OME3–5 wurde als schwer entzündbarer, ungiftiger, biologisch leicht abbaubarer und ultrareiner DK identifiziert. Die Investitions- und Produktionskosten von OME lassen sich gegenwärtig nicht seriös mit denen von Kohlenwasserstoffen vergleichen. Die Fischer-Tropsch-Synthese ist als ausgereifte Technologie großtechnisch seit Jahrzehnten im Mt/a-Maßstab im Einsatz, während sich der OME-Herstellungsprozess noch in einer sehr frühen Entwicklungsphase befindet und großes Potenzial für eine Weiterentwicklung zur Anhebung des Wirkungsgrades und der Senkung der OPEX-Kosten besteht. Die Bereitstellung CO2-armer, kohlenwasserstofffreier Kraftstoffe schafft die Möglichkeit zur Erfüllung der CO2-Ziele für 2050 und ebnet gleichzeitig den Weg zu Fahrzeugen mit Sub-Zero-Emissionen.

C-1 Oxygenate als nachhaltige Kraftstoffe …    171

3 Ottokraftstoff DMC+ 3.1 Kraftstoffe und die Zukunft des Ottomotors Die Zukunft der Verbrennungsmotoren ist bei weiterer Verwendung fossiler Kraftstoffe auf Kohlenwasserstoffbasis akut gefährdet. Die Verbrennungsmotoren müssen sich hier dem Wettbewerb mit den lokal emissionsfreien Elektroantrieben stellen. Es gilt vor allem, den durch den Transportsektor verursachten Teil des Anstiegs der CO2-Konzentration in der Atmosphäre aus Klimaschutzgründen aufzuhalten. Weiterhin sind die Emissionen von luftverunreinigenden Komponenten, insbesondere von Partikeln und Stickoxiden, zu vermeiden. Speziell bei Ottomotoren sind die Verdunstungs-emissionen (Benzingeruch) zu unterbinden. Einen erheblichen Anteil am Fahrzeugbestand kommt zukünftig den partiell elektrifizierten (hybridisierten) Fahrzeugen mit Verbrennungsmotoren zu, z. B. den Plug-in-Hybriden (PHEV). Eine vollständige Durchdringung der e-Mobilität, wie sie die Gesetzgebung für 2050 anstrebt, wird durch die Verwendung von fossilem Kraftstoff bei den Hybridfahrzeugen verhindert. Die Verwendung von „Elektrofuels“ (e-Fuels) würde dieses Hindernis beseitigen. Diese e-Fuels werden bei den Hybridfahrzeugen, die vorwiegend mit Motoren mit Fremdzündung (Ottomotoren) ausgerüstet sind, als Ottokraftstoffe benötigt und sollten vorzugsweise Ganzjahreskompatibilität aufweisen. 3.2 Akzeptanz flüssiger Ottokraftstoffe und deren Komponenten Für die Einstufung und Kennzeichnung nach dem Global Harmonized System (GHS) der UNO werden die intrinsischen Eigenschaften von chemischen Stoffen und deren Gemischen herangezogen. Es wird zwischen Gesundheitsgefahren und Umweltgefahren unterschieden. Das GHS beinhaltet die Kriterien zur Einstufung und Kennzeichnung von Stoffen und Gemischen in Form eines Textes. Zur Visualisierung von Gefahren gibt das GHS standardisierte Piktogramme vor [St13]. In der Abb. 15 sind die Gefahrenpotenziale für Gesundheit und Umwelt der für Ottomotoren geeigneten Kraftstoffe und deren Komponenten anhand dieser Piktogramme zusammengestellt. Das GHS-System wurde durch die EU-Chemikalienverordnung EG 1272/2008 (auch CLP-Verordnung) am 20. Januar 2009 in europäisches Recht umgesetzt. Nach dieser Zusammenstellung wäre Dimethylcarbonat (DMC) der ideale Ottokraftstoff mit dem geringsten Gefahrenpotenzial für Gesundheit und Umwelt. Dagegen werden Methanol und höhere Kohlenwasserstoffe als akut oder/und organspezifisch toxisch eingestuft. Höhere Benzinkohlenwasserstoffe sind außerdem stark wassergefährdend (WGK3). Bei den Verdunstungsemissionen werden DMC und Methylformiat (MeFo) vom Gesetzgeber als Stoffe eingestuft, die nicht an atmosphärischen photochemischen Reaktionen partizipieren und damit keinen Beitrag zur Entstehung von bodennahem Ozon und Smog leisten. Deshalb unterliegen diese Stoffe nicht der VOC-Gesetzgebung [EP16]. Bei der motorischen Verbrennung zeichnen sich DMC und MeFo durch eine sehr bis extrem niedrige Bildung von Rußpartikeln aus [Hä17a, Ma19]. Insgesamt ergibt sich damit eine hohe Akzeptanz für die C1-Oxygenate DMC und MeFo für einen Einsatz als Ottokraftstoffe.

172     E. Jacob

Abb. 15.  Akzeptanz von flüssigen Ottokraftstoffen und deren Komponenten. Das Gefahrenpotenzial für Gesundheit und Umwelt wird durch die international gültigen GHS-Symbole gekennzeichnet. Weiterhin sind die Wassergefährdungsklassen (WGK) nach deutschem Recht wiedergegeben

3.3 Herstellung von DMC+ In Abb. 16 ist die Herstellung und Zusammensetzung des potenziell nachhaltigen und umweltfreundlichen Ottokraftstoffs DMC+ durch Umwandlung des akut giftigen und organschädigenden Methanols in eine harmlose Kraftstoffmischung (vergleiche die GHS-Piktogramme [St13]) zusammengefasst. Die angegebene Zusammensetzung des DMC+ bezieht sich auf die Flüchtigkeitsklasse A der EN228 (Dampfdruckbereich: 45–60 kPa). Für direkteinspritzende Ottomotoren ist dieser Kraftstoff ganzjährig einsetzbar und damit für Hybrid-Fahrzeuge geeignet. DMC ist in einem Mehrstufenverfahren aus Methanol und CO2 herstellbar (Abb. 17) [Pa97, Ko15, Sa15]. MeFo besitzt hierbei den besonderen Vorzug, dass es direkt aus Methanol und Kohlenmonoxid (CO) hergestellt wird (Abb. 18) [Ad03, Sc14]. Die Herstellkosten für CO liegen stets unter denen von Methanol [Be14], (Tab. 1).

C-1 Oxygenate als nachhaltige Kraftstoffe …    173

Abb. 16.  Herstellung und Zusammensetzung des potenziell nachhaltigen und umweltfreundlichen Ottokraftstoffs durch Umwandlung des akut giftigen und organschädigenden Methanols in die harmlose Kraftstoffmischung DMC+ (vergleiche die GHS-Symbole [St13]). Die Zusammensetzung des DMC+  bezieht sich auf die Flüchtigkeitsklasse A (Dampfdruckbereich DVPE bei 37,8 °C: 45–60 kPa)

3.4 Zusammenfassung und Forschungsbedarf Mit DMC+, einer Mischung aus 60 Vol.-% DMC, 35 Vol.-% MeFo und 5 Vol.-% Ethanol, ist es im Rahmen der vorgestellten Arbeiten gelungen, einen umweltfreundlichen Blendkraftstoff zu entwickeln, der über gute Kältebeständigkeit (CFPP: −35 °C) und Hydrolysestabilität (2 % Wasser, 50 °C, 1Monat) verfügt und der hinsichtlich seiner Verdampfungseigenschaften (DVPE, E70 und VLI) und sehr hohen Klopffestigkeit (ROZ/MOZ 117/≫120) optimal für Ottomotoren geeignet ist. Besonders bemerkenswert ist der im Vergleich zur ROZ höhere Wert der MOZ, der auf eine Unempfindlichkeit gegenüber Klopfen bei hohen Lasten deutet. Für DI-­ Ottomotoren bietet dieser Kraftstoff darüber hinaus für die gemäßigte Klimazone Ganzjahreskompatibilität und wird deshalb z. B. für PHEV-Hybride geeignet sein. Die sehr hohe Klopffestigkeit und die erwartete Resistenz gegen Vorentflammung eröffnen ein größeres Potenzial zur Anhebung des motorischen Wirkungsgrades. Im Motorenversuch zeigten die DMC-Blends mit einem Gehalt von 0–10 Vol.-% Ethanol besonders vorteilhafte Emissionswerte sowohl im Bereich der gasförmigen Komponenten (NOx, VOC) als auch bei der Partikelanzahlkonzentration (PN) [Hä17a, Ma19].

174     E. Jacob

Abb. 17.  Vereinfachtes Fließbild der Herstellung von DMC aus Methanol und CO2. R1–R3 sind Reaktoren [Sh17]

Abb. 18.  Vereinfachtes Verfahrensschema zur Synthese von Methylformiat durch katalysierte Umsetzung von überschüssigem Methanol mit CO unter Druck nach dem BASF-Verfahren [Ad03, Sc14]

C-1 Oxygenate als nachhaltige Kraftstoffe …    175 Tab. 1.   Kraftstoffkennwerte verschiedener DMC-MeFo35-Ethanol-Mischungen. (Sommerkraftstoff: Flüchtigkeitsanforderung der Klasse A [DI17]) Parameter

Einheit

C45F35E20

C55F35E10

Sauerstoffgehalt Unterer Heizwert Luftbedarf, stöchiom Dichte bei 15 °C Energiedichte bei 15 °C CFPP Verdampfungswärme Flammpunkt ROZ/MOZ Oberfl.spann. Bei 20 °C Kin. Viskosität bei 20 °C DVPE bei 37,8 °C E70, verdampft bei 70 °C Vapour Lock Index (VLI) Molare Masse

Gew.-% kWh/kg kg/kg kg/l kWh/l °C kWh/kg °C – mN/m mm2/s kPa Vol.-% – g/mol

49,75 5,00 5,53 975,0 4,88 −54 0,1481 −13 −/− 25,8 0,578 60 56,2 993 70,767

51,62 4,695 5,08 1011 4,75 −45 0,1344 −13 113/118 26,0 0,568 59,8 51 955 75,168

C60F35E5 DMC+ 52,56 4,54 4,86 1024 4,64 −35 0,1276 −10 117/>120 25,8 0,473 59,2 46,8 920 77,368

C65F35E0 53,5 4,39 4,64 1041 4,57 −33 0,1207 −9 117/≫120 25,7 0,472 57,2 43,3 875 79,577

DMC-Blends verbrennen weitgehend rußfrei und vermeiden so die Verkokung von DI-Injektoren, wodurch deren Lebensdauer erhöht und die Gefahr von Vorentflammungen reduziert wird. Durch die vorgestellten Untersuchungen wurde das große Potenzial von DMC+ als synthetischer Ottokraftstoff mit Niedrigstemissions-Funktionalität belegt, das nun durch umfangreiche Forschungsaktivitäten abgesichert und nutzbar gemacht werden muss: Otto-DI Motoren emittieren Nanopartikel, die unterhalb der gesetzlichen 50 %-Zählschwelle von 23 nm liegen. Es ist zu klären, welche Unterschiede dabei zwischen herkömmlichen Kraftstoffen und Oxygenaten bestehen und wie diese sub23 nm-Partikel innermotorisch oder in der Nachbehandlung eliminiert werden können. Hierbei deuten Untersuchungen mit OME bereits auf eine hohe Aktivität von Katalysatoren zur Eliminierung der sub-23 nm-Partikel [Mü18]. Das DMC+ Brennverfahren ist weiter zu entwickeln. Neben der umfassenden Untersuchung weiterer Betriebspunkte im Motorkennfeld und der Betrachtung dynamischer Effekte ist auch das Einspritzsystem auf die physikalischen Eigenschaften von DMC+ abzustimmen. Neben homogener Direkteinspritzung sollten auch Konzepte wie die Schichtladung (mager) oder die Saugrohreinspritzung untersucht werden. DMC+ eignet sich auch für Magerbrennverfahren, da die NOx-Rohemissionen besonders gering ausfallen und der Kraftstoff durch seine völlige Schwefelfreiheit den Einsatz

176     E. Jacob

von NOx-Speicher-Reduktionskatalysatoren (LNT) durch Wegfall der Desulfatisierung vereinfacht und die Desaktivierung verlangsamt. Hierdurch kann vor allem in der Teillast ein Verbrauchsvorteil erreicht werden. In der Entwicklung genutzte Modelle für Gemischbildung, Entflammung und Verbrennung von Ottokraftstoffen sind um DMC+ zu erweitern. Motorische Partikelemissionen entstehen auch durch die Verbrennung von Motorenöl. Mit dem Rückgang der kraftstoffgenerierten Partikel steigt der Anteil dieser ölstämmigen Partikel an. Daher ist besonderer Forschungsbedarf bei der ­Aufklärung der Entstehung von ölgenerierten Partikelemissionen und deren Vermeidung zu sehen. Die Formulierung des Motorenöls (Grundöl, aschefreie Additive) muss so überarbeitet werden, dass eine motorenölgenerierte Partikelbildung vermieden wird. Polypropylenglykolalkylether-Grundöle sind wegen ihrer chemischen Ähnlichkeit zu Oxygenatkraftstoffen hierbei besonders zu berücksichtigen. Eine analoge Entwicklungsarbeit ist für andere C1-Kraftstoffe, wie DME und OME, zu leisten. Die Datenlage zur Materialbeständigkeit von Elastomeren und Kunststoffen mit DMC+ muss umfangreich erweitert werden, um einen späteren Serieneinsatz abzusichern. DMC+ löst thermoplastische und polare Kunststoffe, wie Plexiglas und PVC auf. Unpolare Thermoplaste, wie Polyethylen und Polypropylen sind dagegen vollkommen beständig. Um CO2-neutrale und emissionsarme synthetische Kraftstoffe wie DMC+ mittelfristig zum Erfolg zu führen, sind flankierende Anstrengungen zur Erschließung einer klimaneutralen Rohstoffbasis („grüner Strom“) und zum Aufbau der nötigen Produktionskapazitäten auf Basis energetisch optimierter Herstellverfahren nötig. Die benötigten Technologien einschließlich der erforderlichen Infrastruktur stehen bereits heute weitgehend zur Verfügung, sodass die Nutzung flüssiger Kraftstoffe als chemische Speicher für elektrische Energie hinsichtlich ihrer Risiken eine realistische Option im Vergleich mit alternativen Konzepten darstellt. Danksagung.   Der Autor dankt den Herausgebern der Fortschritt-Berichte VDI, den Herren Univ.-Professor H-P. Lenz und Univ.-Prof. B. Geringer, für die Genehmigung, Auszüge aus den Beiträgen [Ga16] und [Hä18] ins Manuskript übernehmen zu dürfen.

Abkürzungen B7 Dieselkraftstoff nach DIN EN 590:2010 mit bis zu 7 % Biodieselanteil CPC Condensation Particle Counter CFPP Cold Filter Plugging Point CMR Kanzerogene, mutagene und reproduktionstoxische Stoffe DMC Dimethylcarbonat DMC+ Blend aus DMC, MeFo und Ethanol, bevorzugt DMC60MeFo35E5 DME Dimethylether DMM Dimethoxymethan, OME1

C-1 Oxygenate als nachhaltige Kraftstoffe …    177

DVPE Dry Vapour Pressure Equivalent @ 37,8 °C E, EtOH Ethanol E70 Verdampfter Anteil bei 70 °C in % FA Formaldehyd FTIR Fourier-Transformations-Infrarotspektrometer ICZ Indizierte Cetanzahl nach DIN EN 17155:2018 IMEP Indizierter Mitteldruck LNT Lean NOx trap MeFo Methylformiat MeOH Methanol OHC Oxygenated Hydrocarbon OMEn Polyoxymethylendimethylether mit n CH2O-Gruppen RON95 Ottokraftstoff mit Research-Oktanzahl 95 nach DIN EN 228:2017 TWC Dreiwegekatalysator VLI Vapour Lock Index (VLI = 10 × DVPE + 7 × E70) VOC Volatile organic carbon

Literatur [Ad03]

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[Hä18]

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CO2 Capture from Air: A Breakthrough Sustainable Carbon Source for Synthetic Fuels Valentin Gutknecht() and Louise Charles Climeworks, Zurich, Switzerland {valentin.gutknecht,Louise.Charles}@climeworks.com

1 CO2 Sources for Carbon-Neutral Synthetic Fuels For the production of carbon-neutral synthetic hydrocarbon fuels, CO2 is a critical raw material for which a variety of sources exist. Today, industrial ammonia production is amongst the most common sources for CO2 since the gas is generated as a by-product in a highly concentrated form. Further industrial sources of CO2 include coal and gas-fired power plants, as well as steel and cement production. As only high purity CO2 can be used for the production of synthetic fuels, industrial sites need to be equipped with dedicated carbon capture technology. What’s more, such industrial CO2 sources do not allow for the recapturing of CO2 from the atmosphere once the synthetic fuels are consumed in the transportation sector. This means the carbon cycle cannot be closed using this method. Biogenic sources such as biogas, biofuels or bioethanol production are also possible sources for CO2, but are often criticised as the production of such fuels can lead to competition with food cultivation and thus put food security at risk [1, 2]. A viable alternative for sourcing CO2 is highly concentrated, high purity CO2 captured directly from the atmosphere through a process called direct air capture (DAC). Of all possible CO2 sources, only biogenic sources and direct air capture allow for the carbon cycle to be sustainably closed and thus reach truly climate-neutral transportation with internal combustion engines. A further advantage of CO2 captured from air is that food security is neither interfered with nor put at risk. As such, direct air capture is considered one of the most feasible and promising CO2 sources for the production of synthetic fuels [3]. The concept of closing the carbon cycle through combining synthetic fuels production and direct air capture of CO2 is illustrated in Fig. 1 below. Just a handful of companies are working on direct air capture of CO2 worldwide. Amongst them, Climeworks is the first company with an industrial-scale, commercial plant in operation. In 2018 Washington Post hailed Climeworks the trendsetter in the field [4]. As such, the company is taken as an example in the following technological fields.

© Springer-Verlag GmbH Deutschland, ein Teil von Springer Nature 2019 W. Maus (Hrsg.): Zukünftige Kraftstoffe, ATZ/MTZ-Fachbuch, S. 181–190, 2019. https://doi.org/10.1007/978-3-662-58006-6_10

182    V. Gutknecht and L. Charles

Fig. 1.  Closing the carbon cycle through direct air capture and synthetic renewable fuels

2 Climeworks Company Portrait The story of Climeworks began in summer 2007, when founders Jan Wurzbacher and Christoph Gebald started researching direct air capture during their Master’s studies at the Professorship of Renewable Energy Carriers at the Swiss Federal Institute of Technology, ETH Zürich. In 2009, first system concepts and working prototypes were developed in the ETH laboratories and the company was founded shortly thereafter. In 2011 Climeworks closed its first financing round, allowing for the construction of a first demonstration prototype, scaled-up by a factor 1,000 compared to previous laboratory-scale prototypes. 2011 also marked the year Climeworks was selected as one of 11 finalists for the Virgin Earth Challenge – a USD 25 million prize by Richard Branson to be awarded to any company that can prove it has a scalable and sustainable way of removing greenhouse gases from the air. In 2013 Audi became a customer and key partner, using Climeworks’ air-captured CO2 for the production of renewable fuels. In 2016 Climeworks announced its participation in three leading European CO2 conversion projects: Kopernikus Power-to-X, STORE&GO and Celbicon. More on what these projects entail is detailed below. Climeworks Deutschland GmbH was founded as the first international subsidiary shortly thereafter. In 2017 Climeworks twice made history by commissioning the world’s first commercial direct air capture plant, as well as the first-ever Carbon Dioxide Removal plant that combines DAC with safe and permanent underground CO2 storage (Fig. 2). As of today, Climeworks employs the world’s largest team of experts in the field. At its company headquarters in Zürich, production can be scaled up to produce 150 CO2 Collectors per year in a one shift operation.

CO2 Capture from Air …    183

Fig. 2.  The world’s first commercial plant for direct air capture of CO2 located in Hinwil, Switzerland

3 Climeworks Technology In the following section, we provide a brief overview of Climeworks’ DAC design. A more detailed presentation of Climeworks’ technology is available in a series of energy, environmental and chemical engineering journals [5–10]. Fundamentally, the Climeworks DAC design is based on an adsorption/desorption process on alkaline-functionalized adsorbents. CO2 adsorption is performed without treating the incoming air stream and CO2 desorption is performed through a temperature-vacuum-swing (TVS) process. During this process the pressure in the system is reduced and the temperature is increased to 80 to 120 °C, thereby releasing CO2. After a cooling phase, the whole process begins anew, as illustrated in Fig. 3 below.

Fig. 3.  Illustration of Climeworks direct air capture process

184    V. Gutknecht and L. Charles

The key design characteristics of the Climeworks DAC technology are listed below. Modular CO2 Collector Design Climeworks adopted a modular design to reduce operating costs, support scalability and diversity in deployment, solve transport issues and enable automated manufacturing. CO2 adsorption and desorption is performed within the same device, referred to as the “CO2 Collector” or just “Collector”. A photograph of a sample Collector is shown in Fig. 4 below. Collectors are engineered to fit efficiently into a steel frame, with 6 Collectors fitting into a standard 40 foot shipping container as shown in Fig. 5. The only moving parts in a CO2 Collector are the fan to draw in air for adsorption and two lids at the entry and exit of the Collector which create an airtight seal for CO2 desorption. The present nominal annual CO2 Collector capacity is 50 tons of CO2, an amount which will increase as the technology is optimized. The modular Collectors are engineered to operate together as a unit and can easily be scaled with the addition of new modules to expand capacity. Several standard plant sizes “DAC-X” have been designed. The term DAC-1 refers to a plant consisting of one CO2 Collector, DAC-12 twelve Collectors, DAC-96 ninety-six Collectors and so forth. The Collector has been engineered for automated commercial production and uses conventional metal fabrication technology.

Fig. 4.  Photograph of a Climeworks CO2 collector

CO2 Capture from Air …    185

Fig. 5.  CO2 Collectors assembled in 40 foot steel frames

Efficient and Versatile Filter Structure The filter stacks play an important role in the unit’s modular design as each stack contains heat exchange elements which enable both adsorption and desorption of CO2 to occur in the same structure. The filter stacks provide an additional benefit in that they can be filled with a variety of granular adsorbent solids. Sorbent Material Over the past decade, Climeworks developed a large portfolio of suitable sorbent materials. All Climeworks sorbent materials have high specific surface areas and contain an alkaline surface function which is responsible for carrying out the CO2 adsorption/ desorption process. Energy Supply Another important characteristic of the Climeworks DAC process is that a large share of the energy demand can be met by low-temperature heat in the range of 80–120 °C. Heat at these temperatures is available from a variety of sources including industrial low-grade waste heat.

4 The Case for Direct Air Capture as a CO2 Source for Renewable Fuels Synthesis Three main characteristics, as detailed below, make direct air capture as exemplified by Climeworks an especially promising CO2 source for production of renewable synthetic fuels.

186    V. Gutknecht and L. Charles

Heat Recovery and Technology Integration Low-grade and low-temperature heat is the main form of energy required to power the Climeworks technology; specifically 1,500–2,000 kWh of heat at temperatures between 80–120 °C. At least part of that heat can be sourced from exothermic electrochemical hydrocarbon synthesis. The heat contained in the steam generated during methane or Fischer Tropsch synthesis is typically at high temperatures and can be stored temporarily if needed. The electrolysis of water represents another possible heat source for the Climeworks technology. This is especially true for technologies operating at high temperatures, such as solid oxide electrolyser cells. In this scenario, heat can be recovered from the cooling process of the oxygen and hydrogen gases. Last but not least, Climeworks’ technology also has the potential to provide the water required for hydrogen generation, since alongside capturing CO2 the Climeworks technology also captures part of the air’s humidity. As a rule of thumb, one ton of water is generated per ton of CO2 captured. Exact numbers depend on a number of environmental factors, including humidity. Sustainable Supply Security According to the Intergovernmental Panel on Climate Change, global CO2 emissions have to be reduced to zero by mid-century in order to limit the earth’s temperature rise by 2 °C [11]. It can therefore be assumed that many industrial CO2 sources will be phased out in the coming decades in order to meet the Paris Agreement’s goals. The necessity of reducing emissions is illustrated in Fig. 6 below.

Fig. 6.  Emissions reductions for limiting global warming to below 2 °C. Source: Mercator Research Institute on Global Commons and Climate Change [12]

CO2 Capture from Air …    187

Furthermore, the availability of CO2 from concentrated sources is always subject to production levels of a primary product (e.g. ammonia, biogas, power generation, cement or steel). Consequently, DAC is the only source of CO2 that guarantees a stable, controlled and scalable provision of CO2 for the decades come. Another advantage is that with DAC renewable fuel synthesis can be set up where affordable or surplus renewable energy, rather than where concentrated CO2 sources, is available.

5 Economic Viability With its first industrial pilot plant Climeworks has reported a capture cost of CO2 of around USD 600 per ton [13]. This cost level is in the upper range of market prices for technical CO2 that is as of today delivered by industrial gas companies such as Linde Praxair or Air Liquide [14]. Climeworks has developed a roadmap of several technology generations to be launched in the years to come and within that sees a clear path towards a cost level of below USD 100 per ton of CO2 [15]. This is competitive with most of the technical CO2 traded as of today [14] as well as with the anticipated level of global carbon pricing towards 2030 [16].

6 Track Record Climeworks already has a strong track record in supplying CO2 for the synthesis of hydrocarbon fuels and materials. Audi has been a customer since 2013 and has to date bought two CO2 capture plants from Climeworks. Audi incorporates Climeworks’ products in its strategy for the production of renewable fuels from atmospheric CO2. Since 2015 Climeworks direct air capture plants have also been used for the production of synthetic methane by the University of Applied Science, Rapperswil [13]. In December 2017, Climeworks delivered a demonstration plant to ETH Zürich for the experimental production of synthetic fuels through direct use of solar heat. Kopernikus is amongst the largest German R&D programs within the framework of the German “energy revolution” and Climeworks is involved in the energy storage projects on Power-to-Fuel technologies through its German subsidiary Climeworks Deutschland GmbH. This entails integrating a Climeworks demonstration plant with Sunfire’s electrolysis technology and INERATEC’s modular microchannel Fischer-Tropsch reactors for the production of renewable liquid fuels. Store&Go is another large R&D project within the framework of Europe’s Horizon 2020 program, where Power-to-Gas energy storage technologies are being developed at three different sites. For one of those sites, Climeworks contributes a DAC-3

188    V. Gutknecht and L. Charles

plant for the synthesis of renewable methane. Celbicon is a further R&D project, also within the Horizon 2020 program, that produces chemicals from CO2. All CO2 originates from two Climeworks demonstration plants. In July 2017 Nordic Blue Crude announced the construction of a commercial synthetic fuels plant with an annual capacity of 10 million tons of synthetic crude oil. Some of the CO2 required for production will be generated on-site by a Climeworks plant (18). To date, Climeworks has a total of 14 projects that have either been realized or are currently under construction. The target locations for each of these 14 projects is shown in Fig. 7 below.

Fig. 7.  Locations of Climeworks plants

An overview of the type, capacity and application for each of our plants is shown in Table 1 below.

CO2 Capture from Air …    189 Table 1.  Overview of Climeworks plants in the field or under construction as of April 2018 Plant ­number

Name

Application

Start of operation

1

Demonstrator ­Prototype Full Scale C ­ ollector ­Prototype (DAC-1) Demonstrator for customer Collector for ­customer (DAC-1) Commercial Pilot (DAC-18) CDR Pilot (DAC-1) Demonstrator for customer ETH Demonstrator Store & Go (DAC-3) Celbicon location #1 (Demonstrator) Celbicon location #2 (Demonstrator) Commercial plant for beverage i­ndustry (DAC-12) Collector for ­customer (DAC-1) Kopernikus (­Demonstrator)

Internal R&D

Q1 2013

1

Internal R&D

Q4 2014

50

Customer R&D

Q2 2015

1

Power-to-Methane

Q2 2016

50

Greenhouse ­fertilization Q2 2017

900

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

13 14 Total

Nominal capacity [tCO2/y]

Mineralization of CO2

Q3 2017

50

Power-to-Liquids

Q1 2018

3

Internal R&D Power-to-Methane

Q1 2018 Q3 2018

3 150

Power-to-Chemicals

Q3 2018

3

Power-to-Chemicals

Q3 2018

3

Beverage carbonation

Q4 2018

600

Energy Storage

Q4 2018

50

Power-to-Liquids

Q4 2018

3 1,867

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Synthetic Fuels A Contribution of Chemistry to Sustainable Energy Systems Robert Schlögl1,2(*) 1  Fritz-Haber-Institut

der Max-Planck-Gesellschaft, Berlin, Germany [email protected] 2  Max Planck Institute for Chemical Energy Conversion, Mülheim/Ruhr, Germany [email protected]

1 Introduction As it becomes more urgent to take action in CO2 reduction following the Paris accord it is essential to draw a plan for how a sustainable energy system may look like. This is not a fixed target but rather a plastic picture with, however a few hard contours in it. These contours describe critical elements interacting in the system sustainable energy. We refer in this text mainly to the technical part of a socio-technical system [1] and refer only briefly to non-technical aspects. Chemistry plays a rather quiet role both in developing scalable technologies and in illustrating the options of chemical conversions for the creation of an energy system being fully sustainable in all its elements (sectors). The present debate about the role of CCU in sustainable energy systems lacks contribution from chemistry. This may be the consequence of the many beautiful chemical-synthetic approaches that we find in the literature that often [2] but not always [3] lack trajectories for their large–scale implementation. Alternatively, suggestions were made to take CCU as a source of synthesis gas and then use conventional technologies such as Fischer Tropsch to generate at large scale conventional fuels with renewable energy. The enormous advantage of no path dependence created and little techno-economical risk under stable boundary conditions has the disadvantage that the opportunity for systemic innovations in our traction systems [4–7] will be lost. When we consider the dimensions of the CO2 emission of 35499 Mt in the world in 2014, 9761 Mt in China, 3705 Mt in the EU and 797 Mt in Germany resulting from energy applications then it is clear that we have to develop technologies with global application potential. In the following considerations, we will further refrain from “small-scale” applications being defined as below 100 Mt CO2 per year. This does by no means indicate that such applications [2, 8] may not be useful and in particular solve problems of raw material change for example in the chemical industry but it means that such technologies and applications should not be termed “climate

© Springer-Verlag GmbH Deutschland, ein Teil von Springer Nature 2019 W. Maus (Hrsg.): Zukünftige Kraftstoffe, ATZ/MTZ-Fachbuch, S. 191–223, 2019. https://doi.org/10.1007/978-3-662-58006-6_11

192     R. Schlögl

relevant”. The number defined may be seen in relation to the largest single chemical application of CO2 being the synthesis of urea from ammonia and CO2 with a global volume of about 150 Mt/a whereby about 115 Mt are CO2 [9].

2 Synthetic Fuels-Part of the CCU Debate Having the size of the challenge in view is in particular relevant for the ongoing discussion about “carbon capture and use” (CCU) that denotes a family of chemical technologies concerned with the collection and purification of CO2 followed by its reductive conversion to a variety of products. Chemistry has developed a whole checkerboard of technologies employing hydrogen and multiple other reducing agents [8, 10–12] generating a manifold of useful products. This approach is synthetically demanding but really utilizes [13] the carbon in the CO2. The ability to store substantial amounts of energy in product molecules has to be paid by sacrificing a minimum of one hydrogen molecule equivalent per CO2 molecule for the formation of water or other thermodynamically stable byproducts. This is the kinetic penalty to drive a reaction energetically uphill. The advantage is on the other hand that the whole plethora [2, 8, 10] of organic synthesis is open, once the CO2 molecule is activated. As fascinating as this is to chemists, many others [14] are much more reserved to the idea of CCU for the following reasons. First the CO2 used in the CCU process is not really removed but only delayed in its atmospheric action as the chemicals and fuels resulting from CCU all end sooner than later as CO2. Exceptions form mineral building materials or the deliberate mineralization [15] of CO2 as controllable fixation. Here the CO2 is removed from the atmosphere for very long times. This option needs however more study with respect to energy consumption and amount of CO2 storable. The same is true for a particular CCU application namely the enhanced oil recovery. This application is the largest present form of CO2 utilization but too little is known by facts about the stability and long-term effects of the underground storage of this by no means unreactive [9] gas. The delay argument obscures the original intention of CCU to save fossil material resources for production of the CCU product. This quantity of fossil energy is truly saved forever and it is thus not true that CCU only delays CO2 emission. To see this fact clearly it is essential to consider the whole system of energy supply and its coupling between energy uses (sectors). This has been discussed recently [16] in great clarity. The main argument seemingly against CCU is however the small scale with respect to the total CO2 emission conceivable up to now for products from CCU. Even in the unrealistic case of a complete conversion of the whole chemical industry to a CO2 feedstock its effect on the global emission is still limited as the total carbon consumption of this industry is estimated between 2–4% of the fossil fuel utilization. The author remarks that the generation of hydrogen and process energy for the chemical industry would have a substantial effect on the CO2 emission balance as the chemical industry is a major user of energy. A prototypical case is the synthesis of fertilizers via the Haber-Bosch process requiring large amounts of hydrogen. Such size arguments overlook the essential role carbon plays as the central and most versatile chemical element in setting up a technical carbon cycle that we need to stabilize a energy system with large amounts of renewable electricity (REL) as primary energy.

Synthetic Fuels     193

Also, biological energy conversion processes will need and lead to carbon-containing molecules. One may argue [17] that CO2 is not a waste but rather a critical element in technical energy cycles with solar energy input. It is the purpose of the present paper to widen the argument as about CCU and illustrate how critical this family of chemical technologies will be for the functioning of sustainable energy systems. This requires acknowledging that local generation of REL alone will not suffice for converting an energy system into a sustainable form without using fossil energy carriers. Two arguments are needed to support this fundamental statement. One is that a substantial part of the system cannot be defossilized (better than decarbonized which is truly impossible) as material energy carriers are unsurpassed in providing energy density. Air traffic, shipping and heavy duty trucking are typical examples. The other argument is that the volatility and scarcity of local REL in most places on earth can only supply about 50% of the energy need in a system. A global map supporting this value reveals [18] few regional energy systems (USA, China, Australia) can fill their energy needs to maybe 60% if large amounts of REL are redistributed between centers of generation and consumption. The rest and all temporal volatility that is not included in these aggregated values of REL availability require storage. Bulk storage and distribution of REL is barely possible in global dimensions and needs thus chemical storage as hydrogen and derivatives making the energy transportable and storable effectively as the high-energy intensification per unit volume or mass as compared to free electrons is used. This is the main advantage of CCU but it comes with the disadvantage of poor efficiency (assumed here 20% over the whole cycle of generation and use). That means for every unit of REL that needs to be stored one needs 5 times the input REL. The then enormous amount of REL (50% of the system demand directly and 250% indirectly) makes it clear that only local generation will not be realistic. Even if one assumes realistic effects of energy efficiency gains it is inescapable that long-distance bulk transport of REL will be required in a global view. Hence it is useful to design energy systems such as to minimize back-conversion losses and to utilize a maximum of chemical energy ­carriers in material form. This somewhat counterintuitive conclusion leads to the postulate that only local REL should be used as electricity whereas remote and stored REL should be used in material form. Excessive Electrification is thus not the path to go when energy systems are being made sustainable. The bulk of material energy carriers can be used as solar fuels in the mobility sector making transportation into the matchmaker of efficient and sustainable energy systems. A frequent reason for the apparently poor performance of CCU as CO2 ­scavenger is that the techno-economical analysis is made within the very narrow frame of analysis of replacing a given chemical by its CCU alternative. Chemically speaking the saving is then reduced to the amount of CO2 released in obtaining the non-carbon atom of the target structure. A carefully calculated example of such an analysis is the study [19] of a methanol synthesis plant using the CO2 from a coal-fired power plant. A net saving of 8% of the CO2 emission of that plant was calculated although the retention of CO2 per ton MeOH product is 1.23 ton. The large net loss stems from the energy needs for hydrogen generation (EU mix, see below) and for the plant operation. The economics for even this low saving would be only positive if the hydrogen price would fall by half, an unrealistic assumption in particular when the CO2 ­saving should be increased by using hydrogen from electrolysis. The base price assumed

194     R. Schlögl

in the study was 3 €/kg hydrogen ex pipeline. If we increase the frame of analysis substantially and assume that all electricity needed in CCU is REL and that we can substitute a product that is high in primary fossil energy content such as Diesel then the net saving will increase substantially. But such assumptions require a systemic approach to a sustainable energy supply into all nodes of the system. Irrespective of the possible critique about CCU as world-scale scavenger CO2 the essential role of CO2 in pure form or as biomass remains to feed the material synthesis processes in this world both as reductant or desorbant in the basic industry (steel, lime, cement) and as raw material for all carbon-based materials. Chemical industry [3] cannot survive without carbon sources. It should use as long as possible fossil sources but should also quickly begin to prepare for the use CO2 in large amounts as raw material changes are slow and costly operations. One critical element in the transformation of energy systems is undoubtedly the reduction of fossil energy consumption. All present plans [20–24] describe a combination of increasing energy efficiency with replacing fossil fuels by renewable electricity (REL) as primary energy. There are numerous and effective actions and research in energy efficiency measures. They are essential for success but will not be dealt here with. Chemistry has multiple roles to play in this effort by re-designing and inventing novel materials and processes for chemical conversions. The often proclaimed idea of a “decarbonization” of the energy systems is in its radical form unlikely to happen. The need for carbon-containing materials, for high energy-dense fuels and for moving and storing energy in existing infrastructures will require a substantial amount of the energy system to remain carbon-based. The essential inclusion of biomass as a vector for carbon or energy collection complementing REL is an additional reason why decarbonization is highly unlikely. The intended meaning of the term is to minimize the use of fossil energy carriers and this is clearly needed for sustainable systems. It is a matter of optimizing the transition to these systems how fast we reduce and how long we use the still very substantial resources of fossil energy on the planet. It is noted here that the utilization of these fuels is continuously increasing irrespective of all plans to reduce their application. The utilization of fossil energy in various parts of the world is controlled by the economic transformations, by globalization and by increased non-production (service) contributions to the economic activity. The fuel shift from coal to hydrocarbons dampens the energy-­related emission of CO2 but also is no sign of reducing fossil fuel consumption. We have not seen until now any deliberate major act of saving fossil fuel for the sake of CO2 reduction. This is a period that has to come if we are serious with our climate target. If we need to make the volatile REL steady and if we need material energy carriers then we need to store REL by chemical energy conversion (CEC). Only this family of processes allows for bulk and long-term storage and makes REL transportable from regions of the world with excess of solar energy to those regions with high demand where little solar energy is available. The CEC processes are paralleled by direct materialization of solar energy through photochemical [25–28] or thermochemical [29, 30] conversions. Here lie numerous grand challenges for chemistry both in materials [31, 32] with their interfacial processes and in processes of collecting and converting such

Synthetic Fuels     195

captured solar energy. In the following we focus on CEC starting from REL as this is the by far most advanced route for using solar energy today. As we always will need a large fraction of the energy in our systems as electrical energy it is wise to concentrate on solar-to electrical energy converters and develop CEC as bulk storage method. Apart from the frequently reviewed CCU approaches to chemicals we choose here an example in which CCU is used to couple mobility to renewable power generation. We will show using the example of the German energy system being the largest one in Europe how this coupling can function and which amounts of energy and what dimensions of chemical synthesis would be involved. Returning to the critical vistas about CCU one may ask how the mitigation of the climate change could function other than by creating a sustainable energy system. Sustainability means not only technically closed material flows but also economically affordable total systems encompassing all major energy applications. Last but not least operational stability and social affordability in economic and behavioral terms are decisive factors in achieving the energy transformation. For the latter categories of arguments, it seems highly appropriate to obey the paradigm of minimal path dependency of a transformation. This means that when choosing energy options besides efficiency and economic arguments care should be taken not to move into directions where large modifications of the existing system and their associated economic values are required. These large changes prevent a return to other later options and dispose existing energy technologies with their developments and socio-technical contextualization creating societal resistances and anxieties that can destroy technically well suitable energy options. We need a holistic approach in developing and scaling energy transitions. The existence of many energy systems in the world will require many different options and combinations thereof. The creativity of chemistry combined with a sense for the scaling issues and the will to generate sustainable solutions will be badly needed. CCU is the term denominating many of these efforts starting from the insight to consider CO2 as a raw material rather than as a waste.

3 A Generic Sustainable Energy System In the following we sketch an energy system for power and mobility as provisional target of the energy transformation [33]. The most relevant heat sector [22, 23] is here omitted for the sake of reducing complexity. This is justified by the view that chemistry has no fundamental challenges in managing the transition to a sustainable heat system reduced in dimension substantially by energy efficiency measures (of buildings). A prominent exception is the production industry where chemistry may still contribute substantial savings in process heat. As these issues are highly specific we omit them from this here generic consideration without devaluating their critical individual contributions. In Fig. 1 a sketch of the resulting system is shown. The energy sectors of power (with stabilizing backup to account for volatility) and mobility (integral over all technologies) are depicted around 3 central elements of the system.

196     R. Schlögl

Fig. 1.  A generic sustainable energy system comprising power and mobility as elements. The term “designer fuel” is equivalent to synthetic fuel or e-fuel as the family of chemical storage systems is designated. “CST” stands for solid carbon storage through mineralization of biomass to “biochar”.

The main figure is divided in subsections dealing with the REL part, the technical carbon cycle and the fossil/carbon storage elements. In the REL sector solar energy delivers electrical energy and solar heat. A substantial fraction of the REL is converted by electrolysis to green hydrogen. Part of this is converted into ammonia for fertilizer production or a transport form of REL, which is back-converted to green hydrogen by catalytic ammonia splitting. This may occur by conventional existing techniques or by not yet ready electrochemical methodologies. The central part is the technical carbon cycle coupling through CCU the power sector with the mobility sector. Power trains of mobility systems operate on synthetic designer fuels. These emit no toxic byproducts such as particles, NOx, oxygenates or hydrocarbons. The resulting CO2 is collected through biomass. This biomass [34] is partly converted in gasification power stations [35] into either CO2 when power is needed or in synthesis gas when sufficient REL is available. In a chemical plant termed “solar refinery” these gas streams are converted by CEC with green hydrogen to [36] designer fuel. This refinery can in addition provide the feedstock for chemical industry much as today petro-chemistry does this. The option to use chemical or biological processes to up-convert biomass without going through combustion is a distinct possibility and is omitted here for clarity only. The author takes the view that large scale realization of gasification power stations that can be fed with all sorts of waste and biomass and fossil materials are faster in the market than (bio)chemical processes. This view (and other statements of judgment in this work) should be regarded with care when discussing the structure of energy systems. The poles of central vs. de-central structures may change completely the systemic value of certain options (such as biomass for decentralized energy storage). In the present context, no specific assumptions about the structure or even the mix of central vs. de-central strategies are

Synthetic Fuels     197

being made as this seems inadequate in view of the many possibilities, unclear developments of societies and the urgency of energy transformations forced by climate changes. The author takes the view that mobility seems best served with a central supply structure using the hierarchical transport options set up globally for fossil fuels. Collection and upgrading of biomass is a costly process [34, 37–39] and should be minimized. The third part in Fig. 1 exemplifies the concept. The system thus foresees the option to use concentrated fossil energy for the generation of backup power. In order to maximize the CO2 reduction a sub-zero technology has to be applied. This can be achieved by using biomass not as fuel but as carbon collector. Polymerization to “biochar” [40, 41] makes biomass inaccessible to natural degradation. Deposition of the carbon at the place of conversion produces black carbon as fertile soil for new biomass to grow. This process can use a substantial part of the global annual carbon fixation for sub-zero measures. As the ecosystems need to be carefully managed for sustainable operation one should minimize this process that collects excess CO2 with sunlight from the atmosphere. Carbon is used in scheme 1 as carrier for the energy coming from green hydrogen. This is a functional copy of the biological carbon cycle of photosynthesis and breathing. It can only function with CCU and it considers CO2 as a raw material or element of the cycle and not as waste. It is not maximum energy-efficient (see below) and it is complicated. But it creates a stable connection between volatile REL and the most effective way of organizing heavy-duty mobility by using a carbon-based fuel with energy density. Even if the realization of the technical carbon cycle is still in the future CCU in this wider context may be used first in non-cyclic (linear) way for transferring green electricity into a storable and transportable form that is directly useful without back-conversion in power-dense application of mobility. Then besides the unrivalled value of coupling energy sectors the CCU approach “only” saves the CO2 resulting from using fossil carriers to generate the transportation fuel. The discussion below will show that the potential is significant albeit not large enough to withhold massive measures of reducing fossil fuels by direct use of REL through electro-mobility. These two options should be seen as complementing rather than competing with each other. This is, however, only possible if sufficient flexibility options throughout the whole energy system are available. In the following we will lay out some basic dimensions of such a system by using the energy transformation of Germany. Some excursions on the dimension of EU (28) will be made as this energy market is the relevant dimension for a transformation aiming at stabilizing the climate on earth. We will briefly also discuss chemical realizations of such fuels and reflect on its role in the transition to electro-mobility. 3.1 Power in Germany In Fig. 2 we see the distribution of energy carriers for the generation of power in 2016. A total of 654 TWh was consumed of which about 30% were generated from renewable sources. The contribution of different sources of renewable energy is shown in Fig. 2. From a comparison of the two Figures we note that the exit of Germany from nuclear power generates a deficit of the same size as the generation of wind energy. It will take some time after the moratorium of nuclear power until the power mix in Germany is back to its renewable fraction that we see in Fig. 3.

198     R. Schlögl

Fig. 2.  Power generation in Germany in 2016. The numbers are in TWh of net power generation. (Source: BMWI Dossier “Erneurbare Energie”, 2017)

The ability is different of the different sources of REL with respect to growth. Most limited is bioenergy as land resource for growing energy crop and the negative effects for soil quality and for local biodiversity limit expansion. PV is already quite prominently represented in the technology mix with respect to the amount of solar radiation available in Germany. The largest potential has thus wind both on shore and off shore.

Fig. 3.  Contributions of different technologies to the 192 TWh REL generated in 2016. Numbers are in TWh. (Source: BMWI Dossier “Erneuerbare Energie”, 2017)

The expansion corridor of REL to the year 2050 was agreed upon in a political process. Its result can be seen in Fig. 3. Overall, an increase of the REL capacity by a factor of 2,6 is planned. We expect a total capacity of 490 TWh REL to result from these installations.

Synthetic Fuels     199

Fig. 4.  Expansion of the installed capacity for REL in Germany. The numbers indicate GW capacity. (Source: Bundesnetzagentur (2017))

When we compare these data given by national politics to a meta-study [24] analyzing the available scenarios then we find that the projection from Fig. 4 is well within the ranges of the scenarios. They assume installed power generating capacities from 44 to 185 GW for PV, from 36 to 183 GW for wind on shore and from 7 to 58 GW off shore. We may conclude that the order of magnitude of expansion of the REL capacities is correctly described. It is noted that no provision for diffusion of electrical energy into other sectors was made in all these scenarios of the power transformation. A challenge from this expansion of the REL is the volatility leading to residual loads in the power system ranging from an excess of 202 GW to an open demand of 75 GW [21]. The excess will prevail according to model studies for about 60% of the year whereas the demand is needed during a maximum of a third of the year. Multiple steep load changes are characteristic and require a highly flexible power system with digital functionalities and flexible load sources contributing to the economics of such a dual power generation system. Besides charging/discharging of short-term battery storage systems and pumped hydro the conversion of electricity in hydrogen by electrolysis of water and into heat for the absolute load maxima will be required. This need of handling the residual load is one important reason why CEC is needed in substantial quantity and in flexible operation. It is an open question to what extent this CEC should be done centrally (more economical but heavy grid load) or decentralized (less economical but less grid-demanding). Another reason for CEC lies in the need to transport enormous amounts of energy within Germany. Besides HT power lines a grid of pipelines for hydrogen or derivatives like ammonia or methanol may be an economical and safe option.

200     R. Schlögl

4 The German Mobility System We need some insight into the structure of this part of the energy system that is less often discussed than the power system as energy transformation is still often considered as a power transformation. In 2014 the German final energy consumption breaks down according to Fig. 5.

Fig. 5.  Distribution of final energy in Germany in 2014. Numbers are TWh. (Source: BMWI database Energiedaten, 10.2015)

Mobility of persons and goods is the largest application followed by households and industrial activities. The value for mobility indicates the dimension of the challenge to remove here fossil energy carriers. The predominant source is oil of which the specific CO2 emission and hence the reduction potential is smaller than in power generation with solid fuels. If we approximate transportation fuel by octane then the formula C8H18 indicates the large contribution form hydrogen to its combustion energy of 44 MJ/kg and the reduced CO2 emission during its liberation.

2 C8H18 + 25 O2 ⇒ 16 CO2 + 18 H2O The transportation yield of this energy is distributed according to Table 1. Table 1.  Transportation yield in GE in 2014 in km per person (P) or metric ton (t) Passenger vehicles Bus Air transporta Goods by truck Goods by rail Goods by ship (national)b a

902 × 109 km/P 83 × 109 km/P 56 × 109 km/P 442 × 109 km/t 110 × 109 km/t 60 × 109 km/t

Incl. international from GE International 1980 × 109 km/t Source: Verkehr in Zahlen BMVI vol 43 (2015) b

Synthetic Fuels     201

The data of the table in comparison to the international shipping traffic illustrate the enormous relevance of trading for the size and structure of the mobility sector. The large number for the individual traffic in the relatively small country of Germany underlines the high personal mobility but also the potential of saving energy by making the traffic more effective (multi-modal) [1]. This transportation yields require energy according to Table 2. Here the energy in TWh is distributed amongst the mobility carriers. In Fig. 5 we see the distribution per energy carrier. Table 2.  Distribution of energy between the mobility carriers in 2014 (in TWh) Rail Truck Airplane Passenger car Public transport Ship (national)

16 190 104 412 9 26

Source: Verkehr in Zahlen BMVI vol 43 (2015)

Fig. 6.  Distribution of transportation energy over fuel types in 2014 (in TWh). (Source: Verkehr in Zahlen BMVI vol 43 (2015))

From Fig. 6 we see the dominating role of Diesel fuel in Germany. This is not only due to trucking but also to a significant extent to passenger car driving. Given the large fraction of Diesel in the transportation fuels and recent concerns about inappropriate emission regulations with passenger cars (Diesel Gate) it is no surprise that many see the future of clean air in disallowing Diesel (and Otto) engines in passenger cars. The resulting consequences will be discussed below.

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5 The European View The German energy system is fraction of the much larger regional European energy system dealing with 12347 TWh of final energy. Following the arguments from the introduction it is of relevance to assess the suitability of the transformation measures sketched for Germany also in the European context. The energy system is about six times larger than the German system. In Fig. 7, we see the distribution of final energy with respect to different key application areas defined in the same way as for the data of Germany shown in Fig. 4.

Fig. 7.  Distribution of final energy consumption in the EU (28) in 2014. Numbers are in TWh. (Source: Eurostat (2017))

The structures of the two energy systems are surprisingly similar at this high level of aggregation. Recalling the different power generation systems and the different levels of industrialization in Europe one may have expected a larger deviation. In these values a total of 2742 TWh (2014) of electricity generation is contained. In Fig. 9 the distribution with respect to key energy carriers is displayed. Unfortunately, the breakdown in different energy carriers is less detailed at the EU level than in German statistics. In comparison to Fig. 3 displaying the same data for Germany we recognize immediately the lower extent of fossil fuel utilization for more use of nuclear and hydro energy. This leads to the situation that the EU 28 countries together emit less CO2 from electricity generation that Germany despite its ambitious support programs to enhance the REL capacities. Reaching the CO2 reduction targets set for Europe will be more ambitious in Germany with its already substantial fraction of REL and its abstention from nuclear technologies than in other parts of Europe where the REL capacities are smaller. In Table 3 the relative contributions of energy carriers for electricity generation in Germany and in the EU are collected. For the transformation of the energy system in Europe we conclude that the ambition to largely expand the REL capacities may be different. One may speculate that the potentials for CO2 reduction are in other parts of Europe much larger than in ­Germany.

Synthetic Fuels     203 Table 3.  Fractional distribution of energy carriers to the generation of electricity. Fuel type Fossil Nuclear Hydro Wind PV

EU (28) 48 26 12 10 4

Germany 61 14 4 14 7

In southern countries, we expect large potentials for PV that are unused. In Nordic countries wind and hydro potentials may exist. In central Europe are situated the largest locations of electricity demand. The issue of transporting large amounts of REL in chemical form may thus arise as important driver for CEC. For the CCU issue this becomes important when power to gas technologies are chosen in order to benefit from the extensive gas pipeline system in Europe. If the resulting CO2 is not used then the transport of REL by this method is of no value for reduction of the CO2 emission despite the practicality to directly supply end users. Would we use ammonia as transportation vector we could avoid that problem. As, however a substantial network of hydrogen pipelines exists in central Europe it may be conceivable to expand this transport vector. Another possibility to use CEC for bulk energy transport within Europe would be to transport CO2 from concentrated sources to the South of Europe and convert it there to transportation fuel that can be redistributed using the existing infrastructure. This method can, however only account for a fraction of the energy transportation requirement as we need more energy in electrical form than as transportation fuel. The current trend to e-mobility will even enhance this dependence on transporting REL for electrical use and reduce through the then occurring conversion losses for generating electricity the effectiveness of CEC for storing and bulk transport of REL. We conclude that within Europe the pathways for the transformation of the energy systems as required by the CO2 reduction targets will be substantially different. The likelihood to harmonize this large “energy union” is limited calling for a selection of options for flexibilization of the power system and for the transport of energy. Chemistry has a large role to play. Planning for the energy future urgently should avoid deferring possibilities of chemical energy carriers [42] for apparent or momentary (economic) unattractiveness. Pre-request is that the CEC options under consideration are scalable and can be integrated in the energy system with a minimum of conversion steps.

6 Decarbonizing Mobility: A Test Case for CCU Having sketched the structure of the relevant energy sectors we ask now what it takes to decarbonize the mobility sector. Intuitively this should be a target for CCU large enough to meet the 100 Mt/a target in Europe. When inspecting the literature we find multiple scenario analyses and some literature covering more the n­ on-technical

204     R. Schlögl

aspects [1] of such an enterprise. The purpose of the following analysis is only directed to show the dimension of such an enterprise and to verify the dimension in which CCU can really save CO2. We use the case of Germany as the necessary data are well accessible. In contrast to most scenarios making multiple assumptions about changing technologies, efficiencies and cost structures the present estimation refrains from any of such assumptions and translates the present fossil system into a sustainable system by making minimal assumptions about the fuel structure. The resulting figures may be seen as a highly conservative estimate. In view of the projection time of 30 years (to 2050) and the manifold of unforeseeable technological and societal evolutions such an approach seems justified and sufficient for the purpose of verifying the usefulness of CCU. We fictively convert all passenger cars to battery electric vehicles (BEV). This follows a current political concept. Then we need for the annual transport yield of 0.9 Tkm/P (Table 1) REL. In the literature [43] we find for the consumption of a medium passenger car a value of 0.2 kWh/Pkm. This value is difficult to verify. Would we use PHEV cars then according to this reference we would reduce the consumption to 0.14 kWh/Pkm. An accidental verification was found by a test drive of a “hyperhybrid” car (Obrist AG, Lustenau). In “AutoBild” (April 2017) we find a value of 2.93 l gasoline plus 6.6 kWh for 100 km real drive. This would relate to a value of 0.33 kWh/Pkm. For the following we stick to the 0.2 kWh/Pkm. Of course, technical progress may bring down these values as well as driving behavior but we refrain from estimating such beneficial effects. The REL consumption would then total to 180 TWh/a. For trucks and busses, we would assume that we have synthetic fuels through CCU available. We assume that the Diesel substitute oxymethylene ether OME [44] (as family of oligomers of the –CH2O-unit) would be used. This oligomer of methanol can be produced [45, 46] from green hydrogen [36, 42] and CO2. We choose this option as its fuel properties and the very beneficial combustion properties allow a substitution of Diesel with minimal modification of the supply chain and existing motors and greatly reduce [6, 7] or even eliminate particle/NOx emissions. Its heating value (approximated by OME3) is 21 MJ/Kg requiring almost twice the mass of OME compared to Diesel. This fuel can also be used to drive ship engines, which we would also assume to be converted at least for the national shipping traffic. We need then 216 TWh energy equivalents in OME per year according to Table 2. For the air traffic, we also need to replace fossil jet fuel by a synthetic version. As the requirements for macroscopic fuel parameters and energy density are highly advanced, we foresee to keep the alkane molecular structure and generate it through the methanol to gasoline process in a suitable adaptation. If advanced Fischer Tropsch techniques will be available this would be one early field of application when synthesis gas made from CO2 and green hydrogen is applied. According to Table 2 we need 104 TWh energy equivalents. We assume that n-octane is a suitable model (heating value 42 MJ/kg) and generate this idealized from methanol through the methanol-to gasoline (MTG) process over zeolite-type catalysts in full selectivity. To generate the above estimated end energies, we need to synthesize 37.1 Mt/a OME3 and 8.9 Mt/a syn jet fuel. These are enormous material quantities also when we consider that a world-scale methanol plant that produces the raw material is about

Synthetic Fuels     205

1 Mt/a in size. The synthesis challenge is to convert 6,24 × 1011 mol C to jet fuel and 13,63 × 1011 mol C to OME 3. To achieve that, we need 88 Mt CO2 and 12 Mt H2 as educts and generate 64 Mt methanol as intermediate. The green energy necessary to obtain the hydrogen needed is with 600 TWh in the same order as the total conventional use of electricity in Germany. The process and conditioning energy needed to do the synthesis reactions is not included. Estimates for these numbers can be found in the literature [19, 47]. The rather formidable challenge of performing CCU in climate-relevant scales becomes obvious from these numbers. Given the discussion about the European potentials for REL it is clear that a substantial production should occur in regions richer in solar energy than Germany. The process would in any case provide sufficient dynamical load to use all positive residual load from the REL installations within Germany. This concept cannot, however, satisfy the demand in fuels for Germany (see below). The 88 Mt of CO2 needed will be found for a long time in Germany in the form of concentrated sources if we keep the heavy industry active and if we consider the need for some combustion as backup energy. To estimate the consequences of this complete defossilization of the German mobility system in numbers of 2014 we summarize our results in Table 3. Table 4.  Hypothetical consequences from a change of the German mobility system to fossil-free energy

Passenger Diesel Passenger Gasoline Truck + bus + ship national Air traffic a For

Energy equivalents 2014 (TWh) 166 232 219

CO2 emission (Mt) 44 54 60

104

27

REL required (TWh) 180 600a

CO2 emission saved (Mt) 98 0

the generation of green hydrogen.

These data, being crude approximations, show clearly that direct electrification would then be the by far superior solution if sufficient REL were available in the time structure required and if we accept a completely novel infrastructure for trucks (­trolley lines). As this is not likely, we need to introduce large-scale storage options. The syn fuel pool available through CCU has the right order of magnitude. The price to be paid for the stabilization of the power system and the minimization of the path dependence (novel trucks with trolley lines) is a high energy input into the synthesis of syn fuels for activating CO2. If one wishes to save also this energy one may envisage fuel cell technology and hydrogen fuel requiring however, again a new infrastructure for hydrogen at least all over Europe which again carries enormous path dependencies and high infrastructure cost with it. The CCU option remains therefore a realistic option with low hurdles for its introduction and may well merit the excess of REL consumed by the overall efficiency loss of the longer conversion chain. It is obvious that both the electrification of mobility and the CCU options require carbon-poor REL. In Germany we generate at

206     R. Schlögl

present (2015) 0,6 kg CO2 per kWh [48]. From inspection of Table 3 we learn that then 108 Mt CO2 would result from this transformation. For the CCU options from Table 3 the balance is even worse with 86 Mt stemming from combustion of the syn fuel (the same amount as needed for its synthesis) plus the CO2 emission from the required electricity amounting to 360 Mt of CO2. That makes clear that a pre-condition of defossilization of mobility with either electrification and/or CCU is always the defossilization of the power generation. The ongoing trend towards more renewable electricity capacity is way too weak as we see from Fig. 3 and the discussion there. We would need a growth factor of about 5 [49] and not the sluggish growth hampered by the large burdens from the regulatory framework. As one stumbling block for advanced REL installation is the issue of large negative residual energy amounts, their transformation into storable fuels is essential and acts as self-propagating development as more demand of REL produces more excess electricity that requires more storage. It must be pointed out however that local (national) REL generation guided by the power demand will never generate sufficient residual load to satisfy the needs of syn fuel production. This mode of sector coupling rather can help to remove the challenge of residual load provided that sufficient process flexibility is implemented in the CCU process chain. The question may be raised why converting the primary hydrogen from CCU in OME or other liquid fuels and not stay with hydrogen and use fuel cell technology for propulsion. The answer was mentioned above and shall now be extended. First, hydrogen mobility requires a hydrogen infrastructure. This could be installed possibly in Germany but it is uncertain if in all Europe such an infrastructure would be built. If not then we create technological borders within Europe. Second there are applications like airplanes and heavy duty mobility systems that require high-energy density storable fuels. It will thus be always necessary to generate carbon-based syn fuels and one may implement this technology at a scale serving also trucks and busses. The extra energy effort is compensated possibly by the retention of propulsion technology and infrastructure. Left aside safety concerns about leaking hydrogen in closed buildings such a technology creates a strong path dependence. If one decides to go for fuel cells, then new powertrains besides new infrastructure are needed that are incompatible with the existing technology and that makes the decision irreversible with respect to possible alterations or a reversion one may wish to take in the next generations. It further requires enormous financial resources for all stakeholders of mobility that are substantially lower upon retention of the driving infrastructure. The CCU option avoids most of these alterations and reduces the stakeholders concerned to the industry providing modified powertrains (and upgrade kits) and the fuel industry. No infrastructural changes are needed and even a parallel world [36] with conventional Diesel and OME is conceivable. This short line of arguments indicates that a proper decision for or against CCU cannot be taken on grounds of energy efficiency and CO2 sequestration potential alone. A much wider margin of analysis is required to arrive at a substantiated decision that will most likely contain several non-quantifiable elements such as public acceptance, fuel security, regulatory framework. The overriding argument for syn fuels and CCU comes, however from the broader systemic context of the energy transformation. As outlined above it is close to impossible to consider industrialized countries like Germany in Europe as energy-autonomous regions unless one is ready to extremely stretch the acceptance span of the population

Synthetic Fuels     207

for large-scale REL infrastructures in heavily populated areas. Technical, economic and political stability arguments rather call for a globalization of REL and this will be impossible without syn fuels as safe and cheap forms of renewable energy. Given this insight it is most appropriate to utilize these syn fuels to the largest possible extent without back-conversion into electricity to minimize the conversion losses. This in turn means that electrification of mobility would be the wrong measure as the mobility sector can best accommodate syn fuels in relevant quantities. The diffuse CO2 emission from that application can be counteracted by utilizing all point emission sources for syn fuel production and possibly by applying sub-zero emission technologies by best removing biomass as trees from the natural carbon cycle and mineralize their carbon. This can occur preferably through poly-condensation reactions and may avoid the use of cations for generating rock-forming minerals. 6.1 A Look on European Dimensions When inspecting Figs. 5 and 7 one sees that the magnitude of the defossilization task is in Europe 5.6 times larger than in Germany. This country is thus a sizeable demonstration object for feasibility. With the strong industry related to mobility its relevance is likely much larger than indicated by these numbers as it serves as a world market player for cars, trucks and chemical infrastructure. From Fig. 8 we take that the substantial nuclear fraction of energy makes it in some countries easier to use electricity for traction. The large fraction of REL from hydropower in other countries even calls for such a transition as there our assumed transformation only brings the advantage of saving fossil emissions and removes the import dependency. There even an economic driver may exist, as the cost of fossil fuel is substantially higher than that for the local electricity being available at essentially zero CO2 footprint. Likewise, there are countries with a higher fraction of fossil fuels in the energy mix for electricity generation where such a transition makes even less sense from the perspective of CO2 reduction than in Germany. In the southern countries, there is a large potential for extended harvesting of REL for local CCU applications. More effective than the long-distance transport of REL would be to import pure CO2 from countries with many point

Fig. 8.  Contributions of energy carriers to the final electrical energy consumption in Europe. Data for the year 2014, numbers are in TWh. (Source: Eurostat (2017))

208     R. Schlögl

sources and the export of syn fuels. Both can be done in large amounts through pipeline systems that partly even exist today and where we have all technology needed for. 6.2 Some Consequences for the Energy Transition in Europe First and foremost, we should respect that increasing the fraction of REL in the energy mix requires a storage solution with a long-term and trading technology matching the size of REL installation capacity. Only then a substantial reduction of the fossil baseload generation is possible while maintaining stability and affordability. Before we exit coal, we need hydrogen is the short formula in practical terms. Second, we need to respect the energy diversity in Europe. If we wish to avoid technological walls being counterproductive for a stable CO2-lean energy system in the whole region, we need to remain technology-open and diverse in our approach. With respect to the power system we need long-term storage and transport of energy without a substantial CO2 footprint at affordable cost. This requirement is in addition to a grid structure for electricity exchange in Europe dealing with all immediate and short-term supply and exchange issues. Today the function of storage and stability of supply is conveniently hidden in bulk storage and transport of fossil fuels for which we see (or know about) the necessary infrastructure everywhere. CCU will be needed to cover at least some of this requirement even if a substantial storage function can be provided by hydrogen in cavern storage for example. For the defossilization of mobility we will see the introduction of BEV with the necessary strategic capacity of Europe to produce the battery cells and structures. In addition, to cope with pan-European air and bulk transportation we need syn fuels. These long term-storage systems can support in the mobility sector the introduction of hybrid technologies in their advanced form (e-traction and fuel processors for on-board charging) representing a modular approach for mobility uniting advantages from the electric and the combustion world. Figure 9 indicates how the developing platform e-mobility can be advantageously combined with syn fuels. Depending on regional conditions several fuel options are all compatible with the same outline of the power train. The key hurdles of BEV being the limited driving range and resulting excessive battery cost or the dependence on not yet found potential breakthrough batteries would be removed. Should one decide for a hydrogen traction technology (as implemented in Japan) one needs hydrogen in large amounts including its bulk transport, where CCU may provide with ammonia a cost-effective proven alternative to hydrogen pipelines. As Table 4 shows, the CCU family of technologies can provide a safe, cost-effective bulk transport of REL across long distances with proven technologies and it is therefore a central element in sustainable energy system with a defossilized mobility sector. Table 5.  The role of CCU in bulk storage and transportation of REL Energy application Back-up power Mobility Heat

Energy carrier hydrogen synfuels methane

Transport form hydrogen, ammonia synfuels methane

Synthetic Fuels     209

Fig. 9.  Schematic design of a power train platform combining the advantages of e-mobility with the energy system integration through synthetic fuels

We are way too early today to decide on shares of technologies mentioned in Table 4. The EU should pro-actively support the implementation of world-scale demonstration projects and the necessary observatory research of the socio-technical consequences for all CCU technologies as it is very likely that they can contribute to the grand challenge of operating a sustainable energy system. In short, we need full openness to all scalable technological implementations of CCU. In other parts of the world [50, 51] this insight is already existing for, however presently different reasons than for sustainable energy transformation. Inspection of Tables 2 and 3 highlight the efficiency of public transportation in Germany with respect to individual transportation. Per rail about 97 × 109 km/P in 2014 were delivered and by bus 83 × 109 km/P (Source “Verkehr in Zahlen”, vol 47, (2014), BMVI). These figures amount to 9% each of the traffic yield. The saving in transportation energy with respect to the same amount of km/P by car with a factor of 4 is substantial. If more public transportation throughout Europe would be organized this could develop into a substantial element in an energy efficiency strategy for mobility. This is valid in particular if rail systems with their direct utilization of REL would be used. With respect to the need for goods transportation besides a more attractive offer to use multi-modal transportation the policy of Europe to delocalize value chains may be reconsidered with respect to sizeable efficiency potentials. Re-considering the system cost of excessively delocalized transport chains would here be the desired action.

7 The Chemistry of Synthetic Fuels Mobility has greatly benefitted from the availability of easy-to-handle energy-rich liquids used as fuels. This conceptual ease should be valued highly when designing novel energy concepts for the mobility sector. In view of the enormous amounts of

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transportation devices (cars, trucks, ships, planes) amounting to ca. 2 × 109 power trains and the critical dependence of mankind also in regions with reduced or low infrastructures it is non-realistic or even egocentric to dismiss the core technology of internal combustion for traction purposes. Its conceptual disruptive evolution with electrical traction can be moderated by the concept of a fuel processor as main energy supplier as indicated in Fig. 9. It is in addition inevitable to think about liquid fuels for aircraft turbines and special heavy duty applications. The designer of new fuels is thus left with the concept “energy–rich liquid”. The source of this liquid chemically given by amount and ease of synthesis is the chemical reduction of CO2 with green hydrogen from water splitting. Alternatives through biomass (e.g. algae) may gain a niche relevance but care must be taken that their intended mass production does not harm the biosphere (land transformation, deforestation, sea pollution, biodiversity) as it occurs already with nutrition crop (and meat production) and with energy crop. Artificial leaf devices may play a role much later than within the next half century. Non-carbon based options with the nitrogen atom [52, 53] as central storage structure carrying hydrogen and oxygen are possible but still far away from world-scale technical readiness. The designer is thus left with the challenge to activate CO2 by hydrogen to a suitable fuel. Such fuels constitute thus part of the envisaged CO2 economy or the technical carbon cycle [54]. For this, several strategies are conceivable the more common ones of which are presented in Fig. 10.

Fig. 10.  Concepts for CO2 activation to syn fuels

Synthetic Fuels     211

The reader is reminded that this view is heavily challenged [55] for, however, concepts and assumptions negating the need of a cyclic design of energy systems. This stems from the erroneous view that RES would be a scare resource. All of these arguments are dealt with in the sections before serving as foundation for the strong support given here for continuing to use liquid fuels together with e-mobility in future mobility concepts. In the following conversion Table 5 some chemical information is correlated with the more engineering designations of relevant molecules as used in the Fig. 10. Table 6.  Correlation of common names of fuels with chemical information Nr 1 2 3 4 5 6 7 8

Abbreviation “gas”, SNG MeOH DME OME DMC MF ETOH “higher alcohols”, BUOH

9

Furanes

a Common

Chemical name methane methanol dimethyl ether oxymethylene ether dimethylcarbonate methylformate ethanol aoctanol butanol afurane ring

Sum formula CH4 CH3OH C2H6O C2H6O(CH2O)n C3H6O3 C2H4O2 C2H5OH CnH2n + 1(OH), n = 8 n = 4 C4H4O, R1; R2, R3, R4

examples

Many details of these molecules and their application will be reported in other chapters of this work and are thus omitted here. It is noted clearly that any of these options are in the year 2018 not ready for a broader use in mobility. Fundamental issues such as synthesis strategies, exact material definition and standardization, use stability, interaction with car materials, toxicity of fuel and emissions, are unresolved for all of these options. It can be observed in the scientific literature [56, 57] that an increasing interest in the subject just starts emerging offering the option to resolve these issues at least for some of the molecules listed here. The alcohols methanol and ethanol are of course except from this statement as they are being used as fuel or additive. Figure 10 reports 4 families (color scheme) of compounds differing in their chemical structure. For the sake of completeness, the group of permanently (at ambient pressure) gaseous systems is added. As advantageous as they may be from process efficiency [58] as limited is their application potential in light-duty car applications and air-planes. Pure hydrogen [59, 60] is the core platform molecule of all CCU technologies and can be used without local emission. Its transport, storage and distribution require dedicated novel infrastructures. This is an option when other energy services are also converted to hydrogen (local power generation through fuel cells) and if an island situation with a densely-populated area is to be served. Otherwise multiple interfaces and technology gaps will open in a diverse large region where densely and scarcely populated areas are to be served. Safety concerns and the difficulty to store high volumetric energy density practically exclude its use in airplanes.

212     R. Schlögl

The chemistry of hydrogen generation offers at present only the methods of electrochemical water splitting with the technologies of alkaline cells, proton exchange membrane (PEM) cells or high-temperature solid oxide cells. All technologies work on industrial scale. Critical are some material issues (noble metal catalysts) and the operational stability at fluctuating load (not with PEM). These technologies and innovative solutions using plasma chemistry, photochemistry and pyrolysis of fossil of biological hydrocarbon need still much scientific work in order to reach the potential high performances [61–65] needed for a global energy conversion technology. Although discarded from the general discussion it is stated here that from a scientific viewpoint the options of nuclear fusion as a most powerful high-temperature heat source for generation hydrogen and co-generating electricity must be mentioned. It remains a challenge for science to clarify the conditions for realizing nuclear fusion technologies. Until then energy systems cannot be designed by including this opportunity to massively contribute towards eliminating the volatility challenge of RES. A similar statement holds for the use of novel nuclear fission technologies with a close fuel cycle and with self-safe reactor concepts. Methane is an option and since long offered as transportation fuel in several countries. Its customer acceptance is poor. As green hydrogen in methane can only be burnt, its platform character is limited serving heat applications, backup power and with reservations the mobility sector. The recent example of ships where bunker oil is replaced by methane is an application in mobility warranting the generation of syn-methane and using the existing worldwide gas distribution system. As the hydrogen used to generate methane is much more valuable than methane itself the scientific literature describes in about 15000 publications the still challenging activation of methane for hydrogen production rather than the synthesis of methane in the “Sabatier” reaction from CO/CO2 and hydrogen. This reaction is widely used for gas cleaning but rarely [66, 67] for the propose of bulk generation. In one family of the liquid fuels (Fig. 10) we find molecules with oxygen interrupting all C-C bonds (C1-O). In another family oxygen is present within a carbon-­ carbon chain or ring structure (Cn-O). This family holds conceptually a large number of candidates [5, 10, 68, 69] of which only few are studied in depth and many lack as yet a synthetic access in the desired quantities. Molecules without any oxygen in the structure (Cn) represent the bulk of the fuels presently used and carry the advantage of maximum energy density. This latter family is composed of mixtures of hydrocarbon molecules stemming from processing crude oil or from processing [70] the Fischer-Tropsch primary long-chain alkane fractions. In the Cn-O fraction we find presently used (bio)ethanol and other oxygenates such as higher alcohols (butanol) and ring structures of molecules such as furanes being accessible from processing biomass. The families represent chemically different degrees of de-oxygenation of CO2. They need thus different amounts of hydrogen per unit formula but likewise carry different amount of energy stored in their structure. The oxygen content is directly proportional to the loss in energy storage capacity amounting in the C1-O family to about

Synthetic Fuels     213

half of the energy content of the Cn family. Details can be found in other chapters of this work. The easiest to synthesize group of molecules is that of C1-O systems. They all can be derived from the platform molecule MeOH that is accessible from CO2 and green hydrogen. Its synthesis is common technology and executed today in amounts of ca. 60 Mt/a. The derivatives shown in Fig. 10 and in Table 5 are accessible from condensation of methanol either with itself or with formaldehyde. This molecule [71–73] also produced in large quantities (ca. 40 Mt/a) is accessible via selective oxidation from methanol. This pathway is less practical for fuel application considering that green hydrogen was employed first to make methanol. The production of water from its oxidation to formaldehyde is energetically unfavorable. The progress towards an anhydrous formation of formaldehyde either by dehydrogenation of methanol or by selective hydrogenation of CO is limited and deserves a substantial research effort starting from the theoretical foundations of the difficulties in synthesizing formaldehyde as a labile high-energy molecule. The C1-O molecules and there notably the family of oxymethylene ethers (OME) [6, 44, 46] offer the distinct advantage of burning practically with zero particulate [10, 74, 75] emission in a wide range of conditions. This opens the possibility to minimize local regulated emissions without dismissing the internal combustion engine. Such fuels present a breakthrough development in the power train technology with internal combustion and have been tested [7, 75] in practical operation. A whole bunch of recent advances are being made for identifying synthesis strategies. The challenge is here to overcome the equilibrium limitation in the condensation reaction between methanol and formaldehyde through water. Either clever separation strategies or the use of water-free formaldehyde (trioxane) and/or of dimethyl ether instead of methanol are avenues [42, 45, 46, 76–79] for promising large-scale production strategies. The synthesis of the platform molecule methanol is no technological challenge any more. Multiple options [80] exist for the technology and also for the feed stream composition. The technical catalyst is abundant and well-investigated scientifically. Even the dynamic operation [81] is now being realized.

8 Research Needs The analysis of the integral value of CCU for the energy transformation reveals considerable uncertainties and is full of unproven assumptions about technologies, efficiencies and implementation potentials. This holds likewise for much of the potential fuel applications of hydrogenation products of CO2. The only way to make structural and political decisions about the energy transformation more certain is to know better. The dominating process in all energy transformation efforts is the growth of REL as primary energy source. Alternatives known as “artificial leaf” or nuclear fusion energy are for a long time away from the energy yields we have today form REL. Its further

214     R. Schlögl

growth in abundances above 30% of the power demand [82–85] creates substantial pressure for flexibility options and bulk energy transport for which CCU provides an important contribution to solutions. This pressure and the time window of about one decade until we critically need CCU for storage and transportation give little but valuable room for research to lower the level of the unknown and to reduce numerical uncertainties by an order of magnitude. Suggestions about priorities in energy research about CCU are based upon the following assumptions. We define CCU as all technologies that convert CO2 collected by technical or biological means into chemically modified forms (reduced products or carbonates). We consider here only technical transformations and exclude purely biological transformations. We divide into applications with a CO2 saving potential in the EU below and above 100 Mt/a and designate the latter as “climate-relevant”. We group all non-climate relevant technologies under the synonym “CCU chemistry” assuming that most of these technologies concern the use of CO2 as raw material for chemicals. We refrain from discarding any CCU technology for its non-climate relevance from research as long as it is sustainable and scalable. Its economic suitability and its criticality [86] with respect to the European chemical industry should be evaluated after sufficient demonstration at a tpa (metric ton per year) level. Only few applications, namely in mobility, in heat supply (for high-temperature applications) and in mineralization (with and without technical uses of the resulting carbonates) are considered as climate-relevant. This is true only if the required primary electrical energy exhibits a small CO2-footprint (no fossil fuel as large contributor to the energy mix). It is thus important to note [87] that sufficient REL needs to be available. This REL is mostly needed to generate green hydrogen. Although this is not a CCU technology per se it is the critical enabling technology for CCU and is thus included here. It is essential to understand the systemic services and requirements of CCU as there will be a competition for REL both in deliberate generation for CCU and as negative residual load from general power generation. The system services will undergo changes as the abundance of REL increases in the EU and related analysis is thus a continuous task for the introduction of CCU. Two other cross-sectional tasks of CCU research are specific to chemistry and concern advances in engineering and in functional material generation. The entries of Table 6 are collected as result of a coarse classification of research tasks. The topics described consider the different stages of maturity of applications. A crude temporal sequence is indicated.

Synthetic Fuels     215 Table 7.  Major research needs for implementing CCU within the energy transition strategy of Europe Nr 1

2

3 4

5 6

7 8 9

10

11

12

13

14

Topic Result Cross-sectional Quantitative system studies, evaluation of research needs, technical recommendations for regulatory issues monitoring of energy transformation pathways Cross-sectional Engineering solutions for chemical reactors, CO2 capture and upgrade systems at small and large scales Cross-sectional Catalyst design and synthesis Hydrogen Define technology deficiencies of supply ­electrolyzers in dynamic operation at grid scale (100 MW) Hydrogen Improve designs, manufacturing and supply operation schemes of electrolyzers Hydrogen Find rationally designed functional supply materials for water splitting, their production methods and their formulation Hydrogen Define adequate and incentivizing regusupply latory conditions and business models Hydrogen Verify progress with same test scheme supply as in 4 CCU chemistry Upscale promising basic science results (combined CO2 reduction, thermochemical methods) into the tpa dimension and assess LCA including strategic effects for European locations CCU chemistry Device and verify a carbon feedstock strategy for Europe based upon ­chemical and biomass-based CCU CCU chemistry Define adequate regulatory conditions and business models incentivizing sustainable carbon feedstocks CCU mobility Verify the application scenarios of synfuels with respect to chemical structures, compatibility, emission reduction, suitability with existing infrastructure, production technologies, energy requirements CCU mobility Define and implement an European battery strategy within a sustainable full energy system CCU mobility Integrate and coordinate fragmented battery research

Temporal evolution Permanent

Permanent

Permanent Immediate, limited to max. 6 years Immediate, intensified after 4 Immediate, see 3

Immediate, regular update After 6 Immediate

After 9, regular update

After 9, with 10

Immediate, limited to max. 8 years

Immediate, regular update

Immediate with 13 for 10 years (continued)

216     R. Schlögl Table. 7.  (continued)

Nr 15

Topic CCU mobility

16

CCU mobility

17

CCU mobility

18

CCU mobility

Result Verify true power consumption of e-mobility in fleet tests and compare with syn fuel based consumptions Define regulatory conditions and business cases for the production and application of CCU fuels in IC engines and in hybrids with fuel processors throughout Europe Coordinate and integrate comparative socio-technical evaluation of mobility and their efficiency potentials within Europe Define and implement European syn fuel strategy including REL transport, world-scale production communicates concept and roadmap to energy union

Temporal evolution Immediate for 4 years

Immediate, regular update

Immediate, regular update

After 12, 16, 17, regular update

All of these issues are currently under research within the member states of the EU and many already at the EU level. The landscape is however fragmented and funding is organized in a competitive rather than in a complementary way. As the results of all measures indicated in Table 7 will only come to bear relevance in our climate in about 20 years after the beginning of coordinated research, it seems essential to speed up the process of identifying solution pathways, establishing experimentally their quantitative needs and advantages and getting the technology ready for deployment in Europe. The global knowledge competition investigates many potentially attractive pathways in other parts of the world calling in addition for urgency in obtaining technologically relevant results. Climate-relevant CCU technologies can only be introduced at the EU level. Thus, the research strategy may be organized according to this idea in subsidiary form and concentrate on the EU level at large projects that are already mature for effective collaboration between industry and academia (TRL above 4). Demonstration projects should be built and evaluated in more than one location in the EU at the same time. The EU may execute with its funding strategy a coordinating function between the member states including large research organizations such as national laboratories involved in energy science. Projects at the EU level practice pre-competitive collaboration and strengthen the initial phases of technology implementation, in particular when large infrastructure (chemical plants, pipelines, power grids etc.) are involved. Energy science in general and CCU in particular is cross-disciplinary and cross-industrial. The interdisciplinary organization of the research should not only integrate science and engineering but also systemic studies, economy and the humanities. Active participation of the societies through suitable organizations and a professional communication strategy from early levels throughout the research process including the explanation of alternative solution options is mandatory. A back channel from society to science is also needed through which concerns and desires may be collected for consideration

Synthetic Fuels     217

in technological decisions. A highly transparent process of research and technology development is mandatory to minimize societal resistances and loss of time by uninformed ideological debates and decisions. The creation of energy union at least in a fragmentary form is an indispensable pre-requisite for bringing the fruits of CCU to bear with respect to climate relevance. This is caused by the enormous amounts of REL required for these technologies that may not be harvested within the country of using CCU technologies. Barrier-free exchange of energy and common CO2 pricing policy are fundaments of any effective implementation of CCU. All research in legal, political and societal aspects of an energy union (§193 treaty of Lisbon) are of critical relevance. The absolutely essential and critical input into these and the more technical research projects from fundamental science, method development (in theory and experiment) and proof-of concept projects should mainly be left with individual member states where such research can be organized and evaluated more effectively than at the EU level. In this arena, the EU is well positioned with its ERC instrument. An initiative may be useful to make contact with ERC offering a gateway of their energy-­ related projects into the coordinated energy projects upon suitable maturity.

9 Conclusion The role that CCU can play in energy transformations was considered from the viewpoint of a potential system design of a sustainable energy supply. This design features as central element a technical carbon cycle in which collected CO2 is upgraded to fuels and chemical using renewable hydrogen as energy vector. Multiple possible technologies ranging from conventional chemical catalysis over electro-catalysis using (H++e−) as non-connected hydrogen up to biochemical concepts using biological hydrogen carriers are feasible. Much of this needs intensive research at all technology levels. For the foreseeable future of about 30 years and considering the usefulness of CCU for climate protection only the first family of options using water splitting and chemical catalysis to fuels is seen as a viable option. The CO2 saving effect of such CCU implementations is only significant if no fossil energy is used for hydrogen formation and a minimum of fossil energy in the whole production chain. Then the CO2 contained in the raw material required to make fuels in the conventional way by refining can be saved. In a longer-term projection CCU can become more effective when biomass (or less desirable technical filters) collect the CO2 from the diffuse sources (not only at the location of origin). This biomass may partly be converted to CO2 and partly the CO2 can come from point sources of unavoidable emission and/or from residual fossil energy use generating backup power when the corresponding amount of carbon is fixed (as artificial soil) through biomass at the location of its growth. With such a strategy, we avoid repetition of the mistake about underestimating the consequences of bringing relevant amounts of CO2 in compartments of our planet where we cannot know at the time of injection what cumulative consequences arise from this irreversible action. This mistake brought us to the present climate change challenge.

218     R. Schlögl

The dimensions of such CCU projects are enormous and require very large amounts of renewable electricity comparable to those used in normal power use. A quick look into the structure of the German system revealed that a co-operation of BEV and plug-in hybrids with syn fuels for energy-intense applications (transportation of goods) is possibly a useful model. The final statement in ref [14] that CCU is a non-useful distraction from other mitigation strategies is not supported from the present analysis. The negative verdict based upon correct estimates about CCU is originating from a too narrow field of view towards the energy transformation. Critical in the author view is the fixation of CCU as a CO2 reduction concept. This is one aspect of the truly important role of CCU to enable future carbon chemistry without fossil resources and to provide the means of a circular energy economy. Correct is the warning in the paper [14] that CCU must not be seen as a “narrative” that would allow to continue the present usage scenarios of fossil energy or delay other mitigation measures. The sheer dimension of energy needed to recycle CO2 urgently presses for minimizing the volume of the technical carbon cycle. The essential role of CCU is to provide a penetration of renewable energy in all sectors of the energy supply system without calling for new infrastructures and changes in end-user technologies. This advantage combined with the storage function of REL in large dimensions and for large times and the trading function of material energy carriers are seen as critical enablers for commencing the energy transition as such. The necessity of CCU in the medium-term future as raw material base for chemicals and materials that may not be highly climate relevant is underestimated for maintaining our techno-cultural world. With respect to the specific role of CCU as provider of syn fuels the debate is presently overshadowed with the strong push for e-mobility. Consequently, and because of the efforts to solve the battery production and performance issues there is little readiness to consider seriously an alternative. The present text sheds light on the idea to bring the two concepts of e-mobility and syn fuels in such a way together that the key advantages of efficient driving and of a large energy storage capacity complement each other. The author takes the view that a future without liquid syn fuels is highly unlikely and makes little sense in a systemic context. Research in synthesis and application of syn fuels within the CCU context is thus a useful preparation for a time where the mobility industry is more open for systemic solutions that solve both the energy and the pollution issues within one flexible approach. For heavy duty applications, this insight is already developing and thus it may be expected that the Diesel versions of syn fuels may make it faster to application and to a detectable contribution in the climate challenge than fuels for the Otto engine. Before debating over the weight of CCU in a systemic energy transition we should organize intensive exploration of the viable options for CCU in system-relevant dimensions. Presently much time is wasted with these debates ignoring the lack of time and the need for diversity in options we see for working alternatives to the present fossil-based system. To this end a portfolio of critical research actions is presented. These actions are as big as is the energy challenge. They need stable subsidiary organization and effective team building across disciplines and industries. As their possible implementation makes only sense in a pan-European context it is an adequate role of the EU to take the lead in organizing and financing the action necessary. It is

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safe to speculate that besides the technological value of this research our view will widen on ways how to organize a viable transition into a fossil-poor energy system and this includes explicitly the mobility, an energy sector that is largely excluded form energy transformation efforts so far. Besides the many exit scenarios form mature technologies such as postulated for the internal combustion engine we should consider that for many energy applications we need entry scenarios in novel technologies that respect our achievements and the resulting techno-social infrastructures.

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Corporate Technology, Research in Energy and Electronics CT REE, Otto-Hahn-Ring 6, 81739 Munich, Germany [email protected] 2  Catalysis Research Center and Chemistry Department, Technical University of Munich, Lichtenbergstr.4, 85747 Garching b. Munich, Germany

Abstract.  With the unprecedented rise of renewable energies, we will experience a profound change of our energy system, moving away from an unsustainable unidirectional energy system to a stable cyclic energy system. Carbon dioxide (CO2) is a product unavoidably coupled to the energy production for electricity generation or transport based on fossil fuels and the emission need to be reduced. Economic solutions for storage or conversion possibilities of large quantities of energy are essential in the future due the volatility of renewable electricity. This article will look into the industrial aspects of a new technology that converts collected CO2 into fuel precursors using renewable energy, thus opening a path for CO2 neutral transportation keeping combustion engines or hybrid concepts. The standard method to make green fuel would be to collect CO2 and to let it react with green Hydrogen (H2) from water electrolysis powered by renewable energy. This happens in a high-temperature catalytic bed reactor, already scaled up by chemical industry. As a potentially advantageous technological path, recent research opened up the pathway of a direct electrochemical reduction of the CO2. This can be done at room temperature using water based electrolytes. To reach industrially relevant reaction rates, a technology called “gas diffusion electrode” must be employed which is the key to sufficient access of the CO2 to the cathode performing the reaction. There are already well established catalysts like silver for the production of CO/syngas, whereas catalysts for the direct generation of hydrocarbons out of CO2 are under research. The first steps of applied work towards the industrialization of such a technology are described. Keywords:  Synthetic fuel · Electrolysis · Water based electrolyte · Direct CO2 reduction · Gas diffusion electrode · Upscale · Carbon monoxide · Syngas

© Springer-Verlag GmbH Deutschland, ein Teil von Springer Nature 2019 W. Maus (Hrsg.): Zukünftige Kraftstoffe, ATZ/MTZ-Fachbuch, S. 224–250, 2019. https://doi.org/10.1007/978-3-662-58006-6_12

Industrial Approach for Direct Electrochemical CO2 Reduction …     225

1 Introduction: Towards a Circular Energy System With the first signs visible at the end of the first decade of our millennium, and things becoming obviously on this decade, we see an unprecedented fast, steep and fundamental change in our energy system. The generation of electricity used to be mainly based on fossil processes, burning the resources of gas and coal and high temperature processes with rotating equipment to convert to mechanical movement and finally to electricity. Since the producers of the electricity needed to linearly pay for the fossil sources, efficiency of the conversion was the main decision maker to get an economically advantageous process. The machines became increasingly larger and sophisticated to trim efficiency. Good combined cycle gas and steam turbines (CCGT) convert significantly above 60% of stored chemical into electrical energy. However, at the price of very high expenditures for CAPEX, making mandatory a high load factor for the machines. In fossil generation electrical energy is a scarce resource, where all the cost for the consumption of fuel linearly transforms into the electricity price. In contrast, we see a massive and accelerating increase in installations in renewable wind and sun energy. Wind started a little earlier, but becoming currently outpaced by the high dynamics we see with Photovoltaics (PV). Here the additions since a decade always have been above the expectations of the analysts, leading to a situation that the worldwide additions of PV in 2017 (relating to peak power) were above the combined additions of coal, gas and nuclear electricity generation. The peak power PV installations this year will surpass the 100 GW mark, which equals about 100 large nuclear power plants. With the renewable generation, might it be wind as well as PV, the costs are given mainly by the CAPEX of the power plants and there is no fee for consumables, since wind and sunlight can be used for free. The amount available on worldwide scale is by orders of magnitude higher than what mankind ever could use, see Fig. 1. This leads to a new situation: Electricity that used to be a scarce resource with high payments for the fossil feed material, becomes increasingly available. This goes along with the intermittent nature of the renewable materials that steadily increase the need for balancing elements in our energy system. The availability of Wind and Solar electricity does not naturally follow the electricity demand in terms of time and location. The flow of the intermitted renewable electricity into our energy system can be distributed into two phases. In phase 1, as depicted in Fig. 2 the electricity is fed into our electricity system. Then we use our electricity grid and re-/dispatch of power plants to transport the electricity to the place where it is needed. Electricity is thereby traded on large scale in national and international markets, in Germany and neighboring European countries organized by EEX (see https://www.eex-transparency.com/). In the new energy system, phase 1 – what we actually see in the market today – the redispatch and redistribution mechanism with a minor amount of load balancing is increasingly combined with the trend towards battery storage of electricity, starting with grid stabilization. The increasing trend is propelled by the strong decrease of the battery prices driven by the automotive industry. Current trends also include the conversion of electricity to heat via resistors and on an increasing scale also via significantly more effective heat-pumps. New technologies allow reaching temperatures

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Fig. 1.  Worldwide availability of non-renewable and of renewable energies, following R. Perez [1]

close to 200 °C, what is of significant interest for chemical processes. So we will see an increasing use of electricity to replace previously fossil generated process heat in industry.

Fig. 2.  Flow of renewable energy in our future energy system

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The characteristics of phase 2 are that the costs for renewable energy become lower than the costs for conventional fossil or nuclear energy generation. An example for this is Xcel Energy Solicitation Report for Colorado 2018, where renewable costs – even if some storage is included – beat the costs for all other variants. The phase 2 of the new energy system is called sector coupling, here it denotes the crossover of energy between the electricity and the (petro)-chemical sector, also denoted as Power-To-Chemicals or Power-To-X. With the sector coupling the energy from the electrons is transformed into the energy of chemical energy of molecules. Since the renewable electricity will not be for free and will be limited as of now, the ideas are around a three step adoption of the technology. • The first step is to work on chemical feedstock, it is on high-value molecules: The definition of these high-value molecules is a large value you get from the further use of the molecule compared to the value you get when you burn this molecule. A widely discussed candidate of this is C2H4, where the value of 1 t is in the order of 1000€ whereas the value of e.g. CH4 in natural gas for burning is only in the order of 100€. The route towards chemical feedstock will start with high value chemicals and gradually be enlarged towards commodity chemicals. This relates to carbon containing raw products where CO2 will serve as source of the C as well as to Nitrogen containing products with air to serve as the source. A good example is Ammonia (NH3) which is worldwide needed in large amounts for fertilization and its production is consuming a lot of energy. The key enabler here has to be a better price position of the synthetic feedstock. • The next step is to produce molecules that are used as fuel for transportation. First priority might be jet fuel, where the demand of an optimal storage energy density can obviously not be fulfilled with batteries. Another priority lies in the automotive field in cars for longer travel distance (≫100 km) and trucks, both requiring high energy density in storage and the ability for a very fast refill of the cars energy storage component. These fuels need to be compatible with existing fuels and existing cars and infrastructure, usually denoted as “drop-in” capability. Then the “green” fuel can be gradually added to the fossil “black” fuel, like we are already exercising with our E10 fuel at the gas stations. The key here is to enable a Carbon footprint reduction of the transport sector, required by lawmakers. An additional driving momentum can be a premium that people are willing to pay for getting CO2 neutral green fuels for their cars. • The final step is the seasonal storage of energy. It relates to an energy system where the majority of the electricity is generated out of renewable sources. Despite the situation of few countries, who have an exceptional high availability of hydroelectric power production or have locally unusual stable wind conditions, in the majority of the countries a significant need for seasonal storage – months – will come up. This cannot be solved by battery techniques even when we anticipate a significant further price decrease. The reasons here are in the self discharge of batteries and in the limited storage density of batteries which would lead to unacceptable high capital expenditures for this storage medium. Figure 3 gives an overview on the energy storage densities of storage media at the example of the pumped-hydro storage energy capacity in Germany. The storage density advantage of carbon

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based liquid fuels is more than an order of magnitude compared to best batteries. This allows for a moderate cost seasonal storage, when a reasonable round-trip efficiency as well as usability for our existing re-electrification devices (power plant infrastructure) is given.

Fig. 3.  Comparison of energy storage densities. Using the example of Germany we see the sum storage capacity of all national pumped hydro power plants amounting to 37.7 GWh [2]. The same amount of energy can be stored in a diesel cube that has 16 m in length. Comparisons for storage in gases or batteries are given. The estimated amount of curtailed renewables at the beginning of the new decade in Germany may amount to 40,000 GWh per year Table 1.  Clear drivers for green fuel have shown-up in the past few years: Politics forces worldwide defossilization as manifested in the COP meetings. And the learning curve in PV modules and electronics enables a stunning decrease in PV electricity costs (LCOE, levelized cost of electricity)

In summary we can state that there is an increasing demand for technologies that transfer the energy of renewable electricity in the energy content of molecules that can be safely stored and transported. The drivers for this, see Table 1, are the worldwide insights that a limitation of the CO2 emissions by a strong cut of the usage of fossil energy sources is required. The enabling technology is the learning curve of PV panels, showing 28% reduction in cost with each magnitude of cumulative capacity built. When the energy need is more and more satisfied by renewable supply, we will move from an unstable unidirectional energy system to a stable cyclic energy system.

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This article will look in a technology to convert captured CO2 into hydrocarbon fuel. The CO2 will be released when burning this fuel, however this now constitutes a CO2 neutral cycle. The advantage of using the established hydrocarbon based chemistry for the fuels is obvious – it can be used as a drop-in substitute in the conventional infrastructure and engine technology. Or even, when the chemistry is steered towards oxygenates, lead to significantly better results in terms of particle emission reduction of engines [3, 4].

2 Scenarios How to Get to Synthetic Fuel This chapter will focus on new technologies to transfer CO2 into C-based feed material for chemicals and fuels. The two main technology routes are shown in Fig. 4. The known technology goes via the intermediate hydrogen with various subsequent technology options: In the first step there is an electrolysis process to split water. The products are separated due to a spatial separation of the anodic (generating O2) and the cathodic (generating H2) reaction. Usually the H2 is fed in slightly pressurized conditions to the subsequent steps and the O2 is discarded into the ambient. There are mainly three technologies available on the market to do this: the classical AE (Alkaline Electrolyzer) using caustic electrolyte, and the PEM (Polymer Electrolyte Membrane electrolyzer) type using a cation conducting polymer. Both work around room temperature and are available in the 10 MW (and larger) range. The third technology option is the SOE (Solid Oxide Electrolyzer) based on oxygen ion conducting ZrO2 ceramic at 600 °C+. However, up to now this technology is limited to several 10 kW [5, 6]. Driving factors deciding on the economic use of an electrolyzer are the capital expenditures (CAPEX) combined with the energy conversion efficiency and in special cases also the dynamic operation option needed to follow sudden changes in electricity supply, e.g. by a cloud shadowing a PV plant. The feed for the generation of the H2 consists of water and electricity. The conversion efficiency of the electrical energy to the energy content of the H2 molecules is typically 60–65% depending on special operating conditions. The H2 can be partially utilized as energy carrier by adding some vol.% in the natural gas distribution system. However, the idea is then to take a second step: CO2 is added. This CO2 can be taken from concentrated sources, e.g. exhausts from steel works, cement works, power plants and volcanic outlets. Established processes, e.g. based on chemical absorption techniques or membrane-based separation processes are available to capture around 90% of the CO2 and concentrate it to around 99% [7]. This option will work for a quite long time. In the case of a lack of CO2 from concentrated sources, the CO2 can be concentrated from air. Several Universities and start-ups work on this topic and the first steps for a scale-up of this Direct Air Capture technology [8, 9]. The drawback here is a significant larger investment in energy and capital expense for CO2 collection compared to the usage of concentrated sources. In a subsequent step the CO2 and H2 chemically react in a high temperature catalytical reactor following well known and established processes, e.g., Fischer-Tropsch variants. Typical products are hydrocarbons or oxygenates (alcohols or ethers). The

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energy efficiency of these processes depends on the target molecule and the engineering of the process, but usually more than 70% of the energy of the H2 arrives as energy content in the target molecules. Process simulations to evaluate the thermodynamic potential of process routes arrive at a rough energy efficiency of the process chain of about 50% from electrical energy to energy contained in the molecules [10, 11].

Fig. 4.  The two options of converting CO2 into hydrocarbons. At the left there is the classical route via hydrogen as intermediate, at the right there is the disruptive route via direct electrochemical CO2 conversion

The route via H2 can be modified in the second step. A very powerful option in terms of throughput is the use of a gasification process [12]. This may also use biomass instead of coal as future feed. Another interesting option is to have the second step implemented as a biotechnological step using bacterial fermentation to do the conversion work. In terms of volumetric turnover density this is distinctly below the first two options; however the biological enzymes show an astonishing selectivity towards special C3, C4 and C5+ components which are otherwise quite expensive to produce [13]. In contrast to the H2 route which in terms of industrial feasibility is quite established, there is a second and way more direct option to synthesize the valuable molecules out of CO2 and renewable energy: Based on early work originating in Japan [14–18] it became clear that there are several reaction paths for the direct electrochemical CO2 reduction in water based electrolytes at ambient pressure and temperature. The main topic is the choice of the proper catalyst material for the cathode, see Fig. 5.

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Fig. 5.  Data of reaction products for cathode materials that are immersed in an aqueous electrolyte that is containing physically dissolved CO2 following Azuma et al. [15]. The elements usable for electrodes are color coded. The grey ones generate mainly H2 by reduction of H2O. The blue ones generate CO by reduction of CO2. Light blue denotes a less pronounced behavior. The elements marked yellow generate formate out of CO2. And one element – Cu – has been found that even directly generates hydrocarbons and oxygenates

It was a really surprising discovery to see that the quite inert molecule CO2 can be activated at these mild conditions. The answer may be found in correlation to the work on CO2 gas sensors [19]. In this regard materials showed up as well, which were able, in conjunction with water, to chemisorb CO2 molecules at the surface, and to trigger a chemical reaction [20, 21]. The temperature regime used in gas sensing was around room temperature and slightly above. Early experiments that intended to use high temperature activation in electrochemical set-ups to trigger the CO2 to perform redox reactions failed [22]. Obviously the usage of a temperature level close to the level of our ambient is the key for a significant CO2 chemisorption and subsequent electrochemical reduction. Both the water splitting and the first step of the electrochemical CO2 conversion forming CO are on a similar energy level. The cathode potential for direct CO2 reduction is on a similar level than for water electrolysis

2H2 O → 2H2 + O2 2CO2 → 2CO + O2

EH2 = − 0.8277V − 0.401V = 1.229V ECO = − 0.934V − 0.401V = 1.335V

In this electrochemical process both reaction paths are available. However, the main direction of the conversion is determined by the respective overpotentials. The CO2 converting electrode materials from Fig. 5 show a higher overpotential for the H2O reduction compared to the CO2 reduction, thus favoring the direct reduction of the latter. But despite this all CO2 electrolyzers also generate some H2 as a byproduct. At more moderate electrolysis conditions (where also the composition of the electrolyte is an important factor of influence) the direct CO2 reduction is favored, at more

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negative cathode potentials also the H2 byproduct generation becomes more important, since the overvoltage can be overcome. See the next chapter for this topic. When the first step of the CO2 reduction to CO is done, the subsequent step depends on the electrode material. In many well known materials like Ag and Au, the CO generated at the electrode surface is desorbed from the system, released and the reaction stops. It was found to be the unique capability of the electrode material Cu to keep the CO adsorbed at the surface – here it is metallic Cu with no oxides on – and to do further electrochemical reduction. The subsequent reactions generate C1 oxygenates and hydrocarbons. Astonishingly even the combination of C1 compounds at the Cu surface happens and C2 and C3 compounds are generated. The reaction paths of this complex chemical plant on the surface are not yet fully understood, however experimental evidence lead to first ideas on what happens at the surfaces [23–26]. Thus there is the option for industrial exploitation of the direct electrochemical reduction of CO2 to useful products. This has triggered a huge international research community to work on the topic of direct CO2 reduction [27–35]. Significant interest is also devoted to the theoretical understanding and modeling of this new field of heterogeneous electrocatalysts. One, frequently underestimated, difference to classical gas phase heterogeneous catalyst research is the presence of the electrolyte with cations that interact with the surface of the catalyst [36–38]. This gave rise to a rich discussion on a new industrial research area for direct electro-catalytical CO2 conversion. One important topic here is the economic valorization of products targeted. In the Fig. 6 below a summary of frequently discussed optional CO2 reduction products is systemized in the type usage of a product. They can be either used as a feed stock for chemistry: A good example for a feed-stock production is an electrolyzer which generates CO. Together with H2 which may be generated with the same electrolyzer by employing more negative cathode voltages or by using a separate H2 electrolyzer it forms syngas, which is in chemical industry one of the major starting points for a huge variety of HC products. Or the products may belong to e-chemicals being molecules that are directly utilized, e.g. like acetone. Or they may belong to e-fuel, namely molecules that constitute chemical energy storage and later on will be burned for energetic usage [39]. The economic viability decisively depends on the value of the product molecules. We need to consider the given costs and capital expenditure for the process including product separation and cleaning. Additionally, we need to consider the costs for the renewable energy, which is not unlimited in its availability and will not be for free. Here it becomes intuitively clear that a molecule that has a higher price than the cost of its energy content will be a good candidate to deliver a positive business case. The next topic to be discussed is that the technology must be scalable. In terms of synthetic fuel we do not talk about MW but about GW. The classical H2O splitting electrolyzers work with current densities in the order of 1000 mA/cm2 of electrode area. In terms of energy density this translates to few W/cm2 or in terms of volume to less than 1 W/cm3. This energy density enables alkaline and recently also PEM electrolyzers to be available soon with power ratings of 10–100 MW with a form factor that allows them to fit in a modest factory hall.

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Fig. 6.  Product options for direct CO2 reduction following Schmid and Fleischer [39]

However, most basic research on CO2 electrolysis performs experiments with current densities in the order of 10 mA/cm2. The reason is that the experiments are limited by the transport of CO2 to the electrode surface. Such a device with two orders of magnitude less energy density will never be scalable to the GW range which will be required in the future for synthetic fuel generation. In future research has to focus on industrial current densities of some 100 mA/cm2 to be able to provide insights that are close to real life of existing electrolyzers. The benchmark for all electrolyzers is the high-volume density conversion rate of heterogeneous catalysis. However, also this route (see Fig. 4) needs at least an electrolyzer for the green H2 input. All the time the electrolyzer is the pathway for energy from the electrical to the chemical domain.

3 Technological Approach of Water Based Direct CO2 Reduction to CO Here the basics of a suitable electrolyzer set-up are discussed. This can be used for an electrolyzer starting with CO2 as well as for devices starting with CO (see Sect. 5). Depending on the catalyst used, various reduction products can be obtained. The work focuses on water electrolyte based single step electrochemical conversion of CO2 into basic chemical feedstock and subsequently fuels. Energy in form of electricity (electrons) goes to the electrodes to drive the oxidation and the reduction reaction. Pure CO2 gas is fed to the cathode in the liquid electrolyte. The reaction takes place at the three phase boundary at the cathode (electrolyte, CO2 and catalyst). If the cathode is made of Ag as catalyst, the majority of the electrons (≫90%) are used under proper conditions to generate CO and not to reduce H2O to H2. At the counter electrode, water is oxidized to O2 (Fig. 7).

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Fig. 7.  Base structure of an aqueous electrolyte based electrolyzer for the direct conversion of CO2

However, the feasibility depends highly on the availability of stable and selective reduction catalyst. Besides the usage of Ag as catalyst for the generation of CO or syngas, Cu based catalyst systems are investigated that are able to directly generate a variety of hydrocarbons including C2 and C3 components out of CO2. Up to know, stability with industrially relevant current densities have only been shown for the Ag based CO2 to CO reduction. Thus this example has been used for our scale-up investigations. One base limitation is the small solubility of CO2 in water. It is CO2 and not carbonate nor bicarbonate which undergoes the reduction reaction. This affects the industrial requirement of current densities of ideally several 100 mA/cm2 to achieve realistic form factors for electrolyzers. This is even more critical when temperatures rise due to ohmic power dissipation – temperatures up to 80 °C are typical for industrial electrolyzers – since CO2 solubility even goes down. The solution employed here is a gas diffusion electrode (GDE) based set-up (see Fig. 8): a porous and slightly hydrophobic structure is used as membrane between the CO2 and the electrolyte. It is mechanically stabilized and electrically connected by a chemically inert metal mesh. It is partly filled with the feed CO2 via pore diffusion, partly penetrated by the wet electrolyte. It additionally contains means to ensure high electrical conductivity and the Ag based catalyst material in finely dispersed formulation. Thus a three phase boundary CO2/electrolyte/Ag is formed. The feed of the CO2 here is only limited by the gas diffusion in the pores, which are few 10 µm in diameter. For the investigations shown here a commercial silver-based GDE from COVESTRO was used, that otherwise is employed typically as an oxygen depolarized cathode (ODC) in chloralkaline electrolysis [40, 41].

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Fig. 8.  Scheme of a gas diffusion electrode (GDE) for the direct electrochemical conversion of CO2. By adjusting the hydrophobicity of the GDE and the pressures of CO2 and the electrolyte, a status needs to be achieved, where the electrolyte only partly penetrates the membrane

This is all built in a flow-cell set-up. The task is to give a continuous supply of the media required to the GDE as well as to remove the reduction products. A typical set-up is shown in Figs. 9 and 10. In the classical scheme, the CO2 flows along the GDE. CO2 diffuses into the GDE and gets converted. The majority of the reduction product is CO, the minor byproduct is H2. Both leave the set-up as output gas together with the not converted part of CO2. Usually the CO2 feed is significant above the conversion capability, typically only 1/3 of the CO2 is converted into CO. At the anode water is oxidized and the O2 which is mixed with the anolyte leaves the set-up. There is a separation membrane preventing the O2 to reach the catholyte area but which lets pass the H+ ions that carry the current and are consumed in the reduction reaction. This can be made of a Polymer Electrolyte Membrane when separate electrolytes are used. Often it is fine to use the same electrolyte as catholyte as well as anolyte, hence a fine porous filter mainly preventing crossover of gas bubbles is sufficient.

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Fig. 9.  Planar flow-cell using a gas diffusion electrode (GDE) for the direct electrochemical conversion of CO2

Fig. 10.  Lab cell with approx 10 cm2 electrolysis area using GDE. At the left there are several compartments: (a) with the original mesh, (b) improved to tighten the GDE at the top and the bottom (c) improved to support the GDE in the middle (Reprinted from [42], with permission from Elsevier). At the right there is an assembled lab cell with an optical window to allow monitoring of the GDE during operation

A sufficient electrical conductivity of the electrolyte can be obtained by using a mixture of alkaline sulfate and bicarbonate salt additions without further means to control the pH. It is advantageous to use the same electrolyte (typical concentrations are 0.5 M of each salt) in both compartments. Often in literature very small electrode areas of 1 cm2 and below are used. Here the edge zone with other diffusion conditions (supposed to be 1–2 mm) compared to the inner zone is quite large. For this reason as well as for the sake of a sufficient amount of product gas to allow precise analysis, an area of about 10 cm2 was chosen. The experiments were realized in a set-up which is

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based on a modification of the commercially available Micro Flow Cell® by Electrocell as well as with proprietary designed optimized cells [42]. Care needs to be taken to ensure a proper balance of the of the electrolyte/gas transition in the GDE. In the case of a too high pressure CO2 will penetrate through the GDE and reactions products will be found in the catholyte. Also here, astonishingly, CO2 electrolysis can be done, but not with optimal results. On the other hand, electrolyte may penetrate through the GDE, see Fig. 11. Also such an operation regime is not desired. On the one hand, the water droplets are blocking the access of the CO2 to the GDE. On the other hand, drying of the droplets may give rise to significant salt deposition that entirely blocks the GDE. Therefore, it is essential for the development phase to have an optical access to the GDE, as seen in Fig. 11.

Fig. 11.  Effects of electrolyte penetration through a less hydrophobic GDE of 10 cm2 Lab Cell (a) and (b) show the appearing water droplets during electrolysis. An initially clean GDE (c) can be completely covered with salt (d) after few days of electrolysis. On the right there is the microscopic model of the formation of salt

For a quantification of the quality of the analysis automated experiments need to be carried out running in parallel 24/7. They are equipped with continuous product analysis, see Fig. 12. Various parameters need to be balanced. Then quite reasonable results could be obtained see Table 2. The Faradaic Efficiency (FE) is the amount of electrons used for CO generations of the overall electrons fed to the system (see Fig. 19). It is calculated from a quantitative analysis of the CO molecules generates. So is the electrical efficiency (EE). The value is significantly below the typical efficiency of electrolyzers since the work was done with a lab cell that is not optimized towards electrical efficiency. As always with CO2 to CO electrolysis, the ratio of CO to H2 in the product gas can be determined by varying the cell voltage (Fig. 13).

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Fig. 12.   Typical view on experimental set-ups for the optimization of electrolysis with 10 cm2 Lab Cell. Computer controlled electrolyte pumps and potentiostates operate the cells, product gas analysis is via GC (gas chromatography) or alternatively via MIR (Mid Infrared spectroscopy) or MS (mass spectroscopy) gas analysis. Intermittent checks for liquid products using NMR (nuclear magnetic resonance) need to be done

Fig. 13.  Influence of current density (j) on the Faradaic efficiency (FECO) depending on CO2 flux and lambda

Industrial Approach for Direct Electrochemical CO2 Reduction …     239 Table. 2.  CO2 to CO electrolysis parameters achievable with optimized 10 cm2 cells Electrode area Current density Cell voltagea FE (CO) EE (CO) CO2 usage

10 cm2 200 mA/m2 4.9 V >90% 25% 1/3

aA 

major part of the voltage is lost in these experimental set-ups due to the ohmic IR loss in the electrolyte – since the conductivity in the electrolyte is limited, we see a voltage drop along the conductance path of the electrolyte.

With a proper balancing of the electrolyte handling and the operation of the GDE, the electrolysis has proven to be reproducible and long-term stable of far more than 1200 h. In the long-term measurements, the overall electrolysis current was set to a fixed value to avoid instabilities during the experiment based on ageing effects on a reference or working electrode. Figure 14 shows a historic example of the first longterm stable experiment. The CO/H2 ratio can be adjusted via the electrolysis voltage, this experiment was directed towards a CO rich syngas.

Fig. 14.  Long-term stability of electrolysis with a Ag catalyst based GDE of a lab flow cell with an active area of 8 cm2 showing the development of FE(CO) and FE(H2) using 0.5 M K2SO4 as electrolyte with a current density of 150 mA/cm2 at room temperature (Reprinted from [42], with permission from Elsevier)

4 Steps of Upscale The next step to be taken is an upscale of the electrode surface. Here an upscale of one order of magnitude in electrode area was demonstrated from 10 cm2 to 100 cm2 for a single cell [42]. Combining few of these cells, e.g. in a stack type structure leads

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to an electrolysis power of 1 kW. This corresponds to CO production of about 3 L/min and still can be handled in a classical chemical research lab. The next step of upscale to 10 kW (30 L/min) is more suited for an outdoor container system and 100 kW and further on requires a chemical plant setting. The rationale for going to 100 cm2 GDE area was to be able to compare the effect of large flow paths along the GDE with the smaller variant of 10 cm2. A set-up similar to the previous investigations was used for this purpose: an own designed variation of the commercial Electro MP Cell® (Electrocell) (Fig. 15). A GDE which is normally used in chlor-alkali electrolysis was provided by Covestro. Instead of the original mesh type structure for gas supply, a lamella type structure was introduced to optimize the CO2 supply, see Fig. 16.

Fig. 15.  Planar flow cell used, which is an adaption of the Electrocell type Electro MP Cell® with transparent window in the front which allows visual analysis of the processes at the GDE, e.g. of droplet formation due to electrolyte perspiring through the electrode

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Fig. 16.  Example of the variation: lamella type planar flow. At the left a photo with the lamella structure supporting the GDE structure of 10 × 10 cm2, at right a simulation result, showing the homogeneity of the flow in the GDE area at a CO2 flow of 2 L/min. The results show a quite homogeneous flow distribution over the GDE area. However, such structures also show flow current threads that need to be eliminated by provisions of the design

In the scaled up experiment, a common electrolyte (typically 0.5 mol potassium sulfate) was used and subjected to a circular flow process with a mixing of anolyte and catholyte liquid in a common reservoir. There is a strong advantage with this mixing of electrolyte in long-term experiments: this equilibrates differences in electrolyte fill levels we often see due to different water consumption or water addition due to the humidification of the CO2 added or due to electroosmotic effects. The common reservoir also contained means for the product gas separation. Dependent on the experimental conditions, an intermittent perspiring of catholyte through the gas diffusion electrode was observed and this was fed back to the reservoir (Fig. 17). The overall experiment was designed to be capable of electrolysis in the range of at least 1 kW electrical, which corresponds to a generation of 3 L/min CO for selective CO generation. For safety reasons, the whole set-up was mounted in a fume hood, see Fig. 18. All operation and data logging was fully automated using a process control software based on LabView. The classical small electrolysis experiments use a GC for product analysis. Here a sufficient amount of product gas is available. In full operation a Siemens Gas Analysis System based on NDIR for CO/CO2, paramagnetism (O2) and thermal conductivity (H2) was used to continuously monitor the product gas flow. This allows to study online transient effects. Checks towards products dissolved in the electrolytes were done via electrolyte extraction and NMR analysis.

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Fig. 17.  Process flow scheme. Droplets at the GDE due to the leaking/perspiration occur. Initially there are droplets which then assemble at the bottom of the CO2 compartment

Fig. 18.  Lab based experiment for scale-up to the kW range

Significant parameters for this type of electrolyzer devices are CO2 supply ratio , which shows the ratio of the amount of CO2 supplied to the amount of CO2 convertible at the present current density and the Faradaic efficiency FE, which is the ratio of electrons used for the CO generation to the overall electrons which leave the cathode (see Fig. 19). Careful balancing was made to obtain reliable values.

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Fig. 19.  Key parameters to characterize the electrolysis

Especially the FE shows a high dependence of CO2 feed-rate , as shown in Figs. 20 and 21. The product gas composition of CO2 electrolysis process can be tuned by variation of either CO2 supply or current density. A CO2 excess is used to achieve a good FE for the CO2 to CO reduction. It should be noted that in a typical operation regime around 1/4 of the CO2 is converted in a single pass and 3/4 remain unchanged.

Fig. 20.  Experiment varying the CO2 feed and the current density. A reduction of the CO2 feed-rate  (green) results in decrease of the FE (blue) but in an increase in the converted part X of the CO2 (brown)

This result may appear surprising at first glance. However, it means that the GDE has a higher conversion capability than the channels that feed the CO2. The CO2 show a laminar flow along the 10 cm of the GDE in the lamella structure. On the side where

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Fig. 21.  Experiment varying the CO2 feed (-factor), meaning the surplus in CO2 feed with the 100 cm2 cell. The FE increases with CO2 supply keeping the overall CO concentration in the product gas stable

the GDE is located, there is a depletion from CO2 which is converted to CO. With increasing flow path along the GDE this depletion rises and the CO2 supply to the GDE is reduced, see Fig. 22 left. At lower parts of the GDE CO2 offering is lowered and thus more H2O is locally reduced, decreasing the overall FE for CO.

Fig. 22.  Model of the distribution of the CO2 and the CO concentration in the CO2 feed. At the left with pure CO2 feed, at the right with an additional pump, that causes a recirculation

Industrial Approach for Direct Electrochemical CO2 Reduction …     245

Simply increasing the CO2 flow to overcome this (see Fig. 23) is no solution, because this steeply rises the CO2 content that is unusable. This laminar flow channel artifact is a good example of the various features in such an electrolyzer, where we find potential and need for optimization. One trick similar to the multiple pass reactors in chemical engineering is to use a recirculation pump that generates a lateral mixing of the feed gas by multiple circulations. A similar effect can also be achieved by the introduction of additional inlays in the lamella structure that break the laminar flow regime (turbulence promoters). Regarding the FE using this strategy, up to 15% higher yield can be gained, and the overall process be stabilized. In terms of the product gas there is a shift of the best conversion point leading to >10% higher conversion rate and the reduction of side products.

Fig. 23.  Impact of CO2 feed optimization on FE and product gas composition

The electrochemical conversion appears to be quite stable. Stability was obtained with the 100 cm2 cell which is similar to the small 10 cm2 pre-test cells at a current density of 150 mA/cm2. The fluctuations in the plots are due to experimental side effects: changes in the volume and concentration of the electrolyte, flow parameters and temperatures (see Fig. 24).

Fig. 24.  Electrochemical long-term conversion of CO2 to CO with the 100 cm2 cell, electrolyte is 0.5 M K2SO4, electrolysis current 150 mA/cm2, close to ambient temperature (Reprinted from [42], with permission from Elsevier)

246    M. Fleischer et al.

To get a stable process, all these parameters need to be controlled. In a non-optimized set-up, an energetic efficiency (overall energy input to energy in product molecules) of about 1/3 was obtained. It should be possible to optimize this to the typical level of efficiency of the H2-electrolyzers of 60%. In conclusion we see that direct CO2 to CO electrolysis appears to be scalable based on the gas diffusion electrodes. The energy density feasible is in the range of 1 W/cm2 geometric electrode surface. Using stacking technology, electrolyzers for CO2 into CO conversion in the MW range shall be contrivable.

5 Next Steps and Conclusions So far the upscale was shown for a size of 10 × 10 cm2, three of these cells operated in parallel in the set-up shown are in the range of electrical power input of 1 kW and provide a CO or syngas output of few liters per minute. Does this give hope, that the technology may be scaled to the MW and GW range? And what is the rationale, that invest should go into this direction? We believe there are profound arguments to go into this direction, the final decision making arguments are • Scalability • Feasibility • Efficiency • Bankability The scalability is the basic requirement of such a technology: can CO2 electrolyzers be scaled to the 10–100 M W as what is currently ongoing with H2O electrolyzers? This is mainly discussed with regard to the homeopathic level of conversions in basic scientific investigations, where CO2 is physically dissolved in water – with a very limited solubility – and fed to solid electrodes. This procedure is good for base discovery of new catalyst materials and to understand their function, however current densities are limited to 10 mA/cm2. The current densities of PEM type electrolyzers are in the range of 1000–2000 mA/cm2. The main way to bridge this gap has been discussed within this contribution: by the usage of a three phase boundary realized by a gas diffusion electrode the solubility limits can be overcome and we use typical values of 100 mA/cm2 up to 300 mA/cm2 for our experiments. Theoretical modeling showed that the limit of gas diffusion in such a set-up is way higher and several groups (see e.g. the University of Toronto) already demonstrated 600 mA/cm2 for CO generation. In the case of the generation of hydrocarbons, the current even goes up higher since each CO2 molecule does not take 2 electrons like for CO but will take 4–8 electrons depending on the product created. So the same energy densities (3–6 W/cm2) like with PEM type electrolyzers can be attained and using the same strategy of enlarging the electrode area to the 1 m2 range and stacking comparable scale-up options exist. Are such devices feasible? One thing is the scale-up of the electrode area. Research devices often work with areas of 1 cm2 and below. This is critical, since due to diffusion phenomena usually the outer 1–2 mm rim of such a GDE works under

Industrial Approach for Direct Electrochemical CO2 Reduction …     247

different conditions. With the already achieved scale up to 10 × 10 cm2, this rim effect should be negligible and results indicate plain area behavior. So all phenomena like the media supply and electrical contacting can be studied at the experiment available. One of the main benefits of the current experimentation was to demonstrate how the devastating salt deposition can be avoided by a proper choice of experimental parameters. It is clear that all the media flow topics will require a significant engagement of simulation as mandatory investment in the engineering, but this can be done. The other feasibility topic is the stability of the GDE and the catalyst. The GDE contains a chemically stable metal mesh carrier and a chemically stable teflon as mandatory ingredient, but the reactive catalyst needs to be stable as well. This is given for the silver catalyst even at high current densities, as shown by own experiments and various papers in the literature. Next step is the quest for reduction catalysts that go beyond the reduction to CO and provide C1-hydrocarbons and even provide a C-C coupling to arrive at C2 and C3 products. Following the early work of Japanese researchers [14–16], see also Fig. 5, the only element suitable here is a copper catalyst. This material has the unique property to keep the CO adsorbed to allow further reduction and by surface diffusion also catalyses C-C coupling. Also Siemens investigated this topic [43–45]. Beside ethylene and methane as gaseous products a variety of liquid products comprising formate, methanol, ethanol, mono-ethylene-glycol, acetate, propanol and acetone were found. The reaction paths determining the selectivity of the end product are increasingly understood [24]. The problem of the Cu catalyst is an instability when operated at high current densities >100 mA. The instability completely changes the product pattern within hours of electrolysis time which finally tends to arrive in H2 generation. The instability obviously is not due to loss of a certain oxidation step/oxide but due to a loss of the structure at the surface on an atomic scale. It is imperfections, edge and kink places, where the CO2 is bond via the C-atom and then reduced [25]. Significant research is currently ongoing to overcome this. One option might be the usage of alkaline conditions which appears to stabilize the highly active sites. Here a benchmark stability of over 150 h is published [46] and longer investigated. The alternative that comes up is an in situ regeneration of the active sites. It has been observed by several researchers that a deteriorated Cu-catalyst can be regenerated by doing several U-I curves. This idea has been elaborated in recent time by a deliberate modulation of the electrolysis potential [47]. The results are very promising. Thus, it may be expected that based on wet electrochemistry there is a way to get to a mix of hydrocarbons and oxygenates that later on can be refined to obtain a fuel or an oxymethylene ether (OME) derivate. When the technology works, it is a question of economic competitiveness to see which technology variant will be used. Here there is a clear advantage of the electrochemistry, being an ambient temperature activated process. Since no high temperature steps are involved, energy loss by heat induced entropy generation is avoided. These process energy losses come additional to thermodynamical need of energy for the conversion of the CO2 molecules. Following the left process route of Fig. 4, the best expected overall efficiency for the energy in the final molecules to the initial feed of electrical energy is not more than around 50% [11]. The first step of the electrolytical energy conversion giving the H2 can have an energy efficiency of up to 70% with an optimized electrolyzer. In the second step which here might be a high-temperature

248    M. Fleischer et al.

catalytic conversion, significant energy is lost giving the overall energy efficiency of 50%. When the product however can be made using only electrochemical steps, than there is the hope to do it with the 70% efficiency an electrolyzer can reach. This feasibility to directly go to hydrocarbons and the real efficiency however need to be proven by a significant research effort. One main topic here is to reduce the ohmic losses in the electrolyte and to minimize the losses due to the over potential of the catalysts. The fourth thing is what people in the Photovoltaic (PV) world would call bankability. With the erection of a PV power plant there is the requirement for a massive capital investment. During the operation of the PV power plant the operating expenses are low and the energy produced pays back for the capital invested. This, however, only works, when there is a technology which is proven in the application. We know that economic solutions for storage or conversion are essential due the volatility of renewable electricity. The economic feasibility of CO2 neutral fuel is difficult when considering the low fossil energy carrier prices as of today and the physical efficiency limitations of the processes. Therefore, an appropriate way to introduce the direct CO2 electrolysis technique can be to focus on high volume chemical feedstock such as ethylene or CO, where the chemical value exceeds by far its pure heating value. Here this technology can be introduced and be made mature in the market in a medium scale-up status. Having achieved this first step the technology can be gradually scaled up with the growing market of synthetic CO2 neutral fuel, forming a true cyclic energy system for transportation.

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Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung von weltweiten Energiesystemen Alexander Tremel(*) Siemens AG Corporate Technology, Günther-Scharowsky-Str., 1, 91058 Erlangen, Deutschland [email protected]

Vorwort Wir sind Energiesysteme gewohnt, in denen elektrischer Strom die wertvollste Form an Energie darstellt – sowohl thermodynamisch als auch im ökonomischen Sinne. In den letzten 150 Jahren wurden große Anstrengungen unternommen, um elektrische Energie aus fossilen Energieträgern über verschiedene Kraftwerksprozesse zu gewinnen. Die Steigerung der Effizienz, damit verbunden die Reduzierung von Umweltauswirkungen und die kontinuierliche Kostensenkung waren und sind immer noch wissenschaftliche und wirtschaftliche Ziele. Klassischerweise war der Wert von elektrischer Energie (z. B. in der Einheit Euro pro Megawattstunde) in multi-modalen Energiesystemen immer deutlich höher als der Wert anderer Energieformen wie fossiler Brennstoffe, Wärme oder Kälte. Zudem war elektrischer Strom aus erneuerbaren Energiequellen – mit der Ausnahme von Wasserkraft – um Größenordnungen teurer als die fossile Stromerzeugung. Die Stromerzeugung aus fossilen Quellen folgte der aktuellen Stromnachfrage, d. h. die Fahrweisen von fossilen Kraftwerken wurden der Nachfragekurve angepasst. Dieser Lastfolgebetrieb führte typischerweise zu hohen Volllaststunden von Kraftwerken mit hohen Wirkungsgraden (z. B. Kohlekraftwerke, kombinierte Gas- und Dampfkraftwerke). Spitzen in der Nachfrage wurden durch Spitzenlastkraftwerke (z. B. Gasturbinen) ausgeglichen. Die Kraftwerke wurden primär zur Stromerzeugung eingesetzt und daher stromgeführt betrieben. Wärme wurde teilweise als Koppelprodukt abgegeben. Diese Paradigmen befinden sich gerade in der Auflösung. Im Jahr 2014 lagen die Stromerzeugungskosten an sehr guten Standorten für Sonnen- und Windenergie noch bei über 60 EUR pro Megawattstunde, an weniger guten Standorten weit über 100 EUR pro Megawattstunde – also generell über den Kosten der fossilen Stromerzeugung. Der Zubau von erneuerbaren Energien wurde durch politische Zielvorgaben und Förderinstrumente ermöglicht. Im Jahr 2016 führten dann Ausschreibungen für Sonnen- und Windenergie zu Preisen von unter 30 EUR, im Jahr 2017 wurden sogar Ergebnisse von unter 20 EUR pro Megawattstunde bekannt gegeben. Dies ist klar unter den Kosten der fossilen Stromerzeugung. Aufgrund weiterer Skaleneffekte durch den zunehmenden Zubau von Photovoltaik- und Windkraftanlagen ist ein weiterer Kostenverfall zu erwarten. Es ist daher wahrscheinlich, dass im nächsten Jahrzehnt © Springer-Verlag GmbH Deutschland, ein Teil von Springer Nature 2019 W. Maus (Hrsg.): Zukünftige Kraftstoffe, ATZ/MTZ-Fachbuch, S. 251–283, 2019. https://doi.org/10.1007/978-3-662-58006-6_13

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elektrische Energie aus erneuerbaren Quellen die kostengünstigste Option in vielen Ländern der Welt sein wird. Sonnen- und Windenergie sind wetterabhängig und damit natürlichen Schwankungen ausgesetzt. Die zunehmende Durchdringung von Energiesystemen mit diesen fluktuierenden und nur teilweise planbaren bzw. regelbaren Erzeugern macht einen Lastfolgebetrieb (d. h. Stromerzeugung folgt Nachfrage) immer komplexer und zukünftig wohl auch unmöglich. Die Energiespeicherung ermöglicht den kurz- oder auch langfristigen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch, führt aber zu zusätzlichen Kosten in einem Energiesystem. Daher ist es zunehmend nötig, die Nachfrage an die aktuell verfügbare Erzeugung anzupassen (d. h. Nachfrage folgt Stromerzeugung). Im Falle von industriellen Prozessen z. B. in Raffinerien oder der chemischen Industrie, die heute auf fossilen Energiequellen basieren und für den stationären Prozess energetisch und betriebswirtschaftlich optimiert sind, stellt der Betrieb mit fluktuierenden Energiequellen eine große Herausforderung dar. Günstig verfügbare elektrische Energie aus Wind und Sonne sind aber klare Anreize das Design und den Betrieb von industriellen Prozessen mehr auf Flexibilität und Fluktuation auszurichten. Dazu kommen zunehmend Ziele zur Vermeidung von Treibhausgasemissionen, die erneuerbare Energieträger bevorzugen. Die energetische bzw. betriebswirtschaftliche Optimierung könnten dabei nicht unbedingt deckungsgleiche Ziele sein, da Effizienzverluste durchaus vertretbar sein könnten, wenn dadurch im Gegenzug eine sehr günstige, aber unstetige Energiequelle genutzt werden kann. Energiesysteme und die Nutzung von Energie sind daher einem starken Wandel ausgesetzt. Die Nutzung elektrischer Energie aus erneuerbaren Quellen für die Erzeugung von Kraft- und Brennstoffen steht eigentlich im Widerspruch zu gewohnten Grundprinzipien in Energiesystemen und -märkten. Dieser neue Link in multi-modalen Energiesystemen könnte durch die enormen Fortschritte bei Photovoltaik und Windkraft in Kombination mit der Nutzungsmöglichkeit der weltweit besten Wetterstandorte und durch gesellschaftliche Ziele zur Minderung von Treibhausgasemissionen an Bedeutung gewinnen. Die technische Herausforderung ist die Anpassung der Prozesskette zur Umwandlung von Strom in flüssige und gasförmige Energieträger (strombasierte Kraft- und Brennstoffe, englisch: e-fuels) an die fluktuierend verfügbaren Energiequellen Sonne und Wind. Das Verfahren wird auch mit Power-to-X oder spezifischer mit Power-to-Fuel bezeichnet.

1 Dekarbonisierung durch Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmesektors 1.1 Anwendung und Potenziale erneuerbarer Energiequellen Schon heute übertrifft die zugebaute Erzeugungskapazität von erneuerbaren Energien bei weitem den Zubau im Bereich der fossilen Stromerzeugung. Im Jahr 2017 wurden weltweit 157 GW an erneuerbarer Stromerzeugung zugebaut im Vergleich zu 70 GW bei Erdgas, Kohle und Öl [1]. Davon fielen alleine 98 GW auf Solarenergie; großskalige Wasserkraftwerke sind dabei noch nicht berücksichtigt. Es hat in den letzten Jahren ein klarer Wandel stattgefunden, denn noch 2013 wurden 141 GW an

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    253

thermisch befeuerten fossilen Kraftwerken zugebaut und im Vergleich nur 86 GW bei Sonne, Wind, Geothermie und Biomasse [2]. Beim starken Ausbau von erneuerbaren Energiequellen sind Solar- und Windenergieanlagen klar dominierend, denn über 95 % der globalen Investitionen in erneuerbare Energie fließen in diese Technologien [1]. Im Bereich Solarenergie ist Photovoltaik die weitaus bedeutendste Technologie. Der starke Zubau von Photovoltaik- und Windkraftanlagen ist sowohl die Folge als auch der Grund für zunehmend fallende Kosten der Technologien. Die Skalierung von Windturbinen zu immer höheren Leistungen und die Massenproduktion von Photovoltaikmodulen und Lerneffekte bei der Projektierung und Errichtung der Anlagen führen zu immer niedrigeren spezifischen Kosten. Fallende Preise sind dann wiederum eine treibende Kraft für einen stärkeren Zubau. Der starke Preisverfall bei Photovoltaik und Wind wird in Abb. 1 deutlich.

Abb. 1.  Erzielte Strompreise (nichtsubventioniert) in Ausschreibungsverfahren für großskalige Photovoltaik- und Windkraftanlagen

Die Vergütungen für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen werden heute oftmals in Ausschreibungen und Auktionen bestimmt. Die dabei erzielten Preise sind seit 2015 deutlich gefallen. Abb. 1 zeigt Beispiele für Auktionsergebnisse an global sehr unterschiedlichen Standorten. Waren die niedrigsten Preise bei Photovoltaik im Jahr 2015 noch im Bereich von 5 ct/kWh, werden heute in einzelnen Projekten schon Preise unterhalb von 2 ct/kWh erzielt. Bei Windenergie an Land (onshore) ist das Bild ähnlich. Auch dort sind heute Strompreise von unter 2 ct/kWh möglich.

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In Ländern wie Deutschland, in denen die starke Kostendegression von politischen Zielvorgaben für den Ausbau erneuerbarer Energien bzw. zur Reduktion von Treibhausgasemissionen (Dekarbonisierung1) begleitet wird, führt der Zubau von Photovoltaik und Wind bereits heute zu einem relativ hohen Anteil erneuerbarer Energien im Stromsektor, siehe Abb. 2 (Daten von [3]). Im Vergleich zum Stromsektor stagnieren allerdings die anderen Sektoren. In den letzten Jahren ist keine signifikante Zunahme von erneuerbaren Energien im Wärmesektor zu beobachten; im Transportsektor ist der Anteil sogar leicht rückläufig.

Abb. 2.  Anteil erneuerbarer Energien am Energieverbrauch in Deutschland in verschiedenen Sektoren. (Quelle: Eurostat)

Deutschland kann sicher nicht in allen Belangen als Vorbild für die Energiewende gelten. So verfehlt Deutschland höchstwahrscheinlich bis 2020 sein selbst gestecktes Ziel 40 % weniger Treibhausgase als noch im Jahr 1990 zu emittieren. Auch das komplizierte Steuer- und Umlagesystem im Energiesektor stößt immer wieder auf Kritik.

1   Der

Ausdruck „Dekarbonisierung“ bezeichnet die Abkehr von fossilen Energiequellen als Basis der Energieversorgung und in anderen Sektoren. Trotz des Verzichts auf fossile, kohlenstoffbasierte Energieträger wie Kohle, Erdöl und Erdgas, kann chemisch gebundener Kohlenstoff weiterhin eine wichtige Säule in der Energieversorgung darstellen. Der Einsatz von Biomasse und synthetischen, auf erneuerbaren Energien basierenden, kohlenstoffhaltigen Kraft- und Brennstoffen sind Beispiele hierfür. Kohlenstoffbasierte Energieträger haben generell eine hohe Energiedichte, sind gut lager- bzw. speicherbar und transportabel. Ein technisch wohl richtigerer Begriff für den Verzicht auf fossile Energiequellen wäre daher „Defossilisierung“; es wird hier aber der Begriff „Dekarbonisierung“ verwendet, der in der gesellschaftlichen Diskussion verbreitet ist.

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    255

Deutschland ist aber dennoch ein gutes Beispiel für ein Energiesystem, das einen immer größeren Zubau an Photovoltaik- und Windenergieanlagen erfährt und vor technischen Herausforderungen steht. Im Norden hat ein starker Ausbau von Windkraft (on- und offshore) stattgefunden, im Süden wurden thermische Kraftwerke stillgelegt. Es kommt im deutschen Stromübertragungsnetz häufig zu Netzengpässen, die dazu führen, dass Strom v. a. aus Windkraft nicht mehr in das System integriert werden kann. Da der Netzausbau nur schleppend voran kommt, müssen die Übertragungsnetzbetreiber sogenannte Redispatch-Maßnahmen durchführen, um Überlastungen im Stromnetz zu vermeiden. Redispatch ist ein vom Übertragungsnetzbetreiber angeordneter Eingriff in den strommarktbasierten, geplanten Kraftwerksfahrplan, um die Einspeisung zu verlagern [4]. Dabei wird vor dem Engpass die Einspeisung reduziert (z. B. Windkraftanlagen aus dem Wind gedreht), und hinter dem Engpass thermische Kraftwerkskapazität hochgefahren. Redispatch ist daher ein Indikator für die Probleme bei der Integration erneuerbarer Stromerzeugung. Im Zeitraum von 2010 (306 GWh) bis 2015 (15.436 GWh) hat sich die Stromenge in Redispatch-Maßnahmen mehr als verfünfzigfacht. Die Kosten des gesamten Engpassmanagements, die auf die Stromkunden umgelegt werden, werden im Jahr 2015 mit über 1 Mrd. EUR beziffert [4]. Außergewöhnliche Wetterlagen führen dabei zu Extremsituationen. So waren im Januar 2017 starke punktuelle Spitzen der Windenergie-Einspeisung zu beobachten, was mit einer hohen Redispatch-Strommenge von ca. 3,1 TWh korreliert (neben weiteren Faktoren wie hohen Lastflüssen in Richtung Frankreich aufgrund technischer Störungen in Atomkraftwerken und sehr geringer PV-Einspeisung) [4]. Länder wie Deutschland verfolgen ambitionierte Klimaschutzziele, die alle energierelevanten Sektoren betreffen. So will die Bundesregierung die verkehrsbedingten Treibhausgasemissionen bis 2030 auf 95 bis 98 Mio. t CO2-Äquivalente senken [5]. Dies ist im Vergleich zu anderen Sektoren nur eine Reduktion von 40 bis 42 % im Vergleich zu 1990. Zum Vergleich soll in der Energiewirtschaft eine Reduktion von 61 bis 62 % stattfinden. Aber aufgrund der geringen Durchdringung des Verkehrssektors mit erneuerbaren Energien und der Stagnation in den letzten Jahren Abb. 2 ist dies eine gewaltige Herausforderung. Im Jahr 2016 lagen die Emissionen im Verkehrssektor bei 166 Mio. t CO2-Äquivalenten und damit sogar über dem Referenzwert von 1990 [6]. Die Potentiale zur kostengünstigen Stromerzeugung aus Sonne und Wind, die großen Fortschritte bei erneuerbaren Energien im Stromsektor, die deutlich werdenden Herausforderungen bei der Integration im Stromnetz und die großen Herausforderungen in den anderen Sektoren (z. B. Verkehrssektor) führen zur Notwendigkeit einer ganzheitlichen Betrachtung des Energiesystems und machen eine Sektorkopplung unabdingbar. Ziel muss daher die Nutzung von elektrischer Energie auf Basis von Sonne und Wind auch in den anderen Anwendungen, wie im Verkehr, in industriellen Prozessen und für die Bereitstellung von Wärme und Kälte sein.

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1.2 Elektrisch betriebene Fahrzeuge als einzige Option? Es gibt generell verschiedene Formen des Personen- und Frachttransports. Heute wird der Energiebedarf im Transportsektor weltweit zu 96 % durch fossile flüssige Energieträger auf Erdölbasis gedeckt [7]. Eine qualitative Einordnung für die Möglichkeiten der Dekarbonisierung ist in Abb. 3 gezeigt.

Abb. 3.  Weltweiter Energiebedarf im Transportsektor und qualitative Einordnung der Optionen zur Dekarbonisierung

Der Zugverkehr ist ein gutes Beispiel für die Möglichkeit des direkten Einsatzes elektrischer Energie durch Oberleitungen. Trotzdem ist ein großer Teil der Bahnstrecken nicht elektrifiziert und es wird auch hier Batterie- und Hybridkonzepte geben müssen. Im globalen Verkehr entfällt ca. 46 % des Energiebedarfs auf den motorisierten Individualverkehr [7]. Typischerweise werden hier auch größtenteils Kurzstrecken zurückgelegt, sodass batteriebetriebene Fahrzeuge eine sehr gute Möglichkeit der Elektrifizierung und Dekarbonisierung sind. Zudem führt der Batteriebetrieb zu keinen oder nur sehr geringen lokalen Emissionen (Feinstaub, Stickstoffoxide), was zu einer Verbesserung der Luftqualität in urbanen Zentren beiträgt. Da es gerade auch zu einer Kostendegression von Li-Ionen Batterien kommt, haben batteriebetriebene Antriebe das Potenzial eine ähnliche Kostenposition wie Verbrennungsmotoren zu erreichen. Ähnlich eignen sich Busse und Lieferfahrzeuge, die gerade im innerstädtischen Bereich auf kurzen Strecken betrieben werden, auch sehr gut für die Elektromobilität. In Anwendungen, bei denen hohe Lasten über längere Strecken transportiert werden, ist der Einsatz von Batterien eine große Herausforderung. Dazu gehören Schwerlastkraftwagen, große Schiffe und Flugzeuge, die zusammen ca. 37 % des weltweiten Energiebedarfs im Transportsektor ausmachen. Für diese Anwendungen

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sind eine hohe Zuladung, damit ein geringes Eigengewicht und das Mitführen eines Energieträgers mit hoher Energiedichte Kernanforderungen. Die gravimetrische und volumetrische Energiedichte von Batterien ist in Abb. 4 mit der von flüssigen Kraftstoffen verglichen. In den letzten Jahren fanden viele Forschungs- und Entwicklungsarbeiten zur Erhöhung der Energiedichte von Batterien statt. Es kann ein deutlicher Fortschritt beobachtet werden. Betrug die volumetrische Energiedichte im Jahr 1990 noch ca. 200 Wh/l, gibt es heute Li-Ionen Batterien mit einer Energiedichte von 700 Wh/l [8]. Betrachtet man die Batterien der nächsten Technologiegeneration wie Lithium-Luft-Batterien, dann ist eine Energiedichte von 800 Wh/l bzw. 750 Wh/kg denkbar [8]. Doch selbst diese Werte sind immer noch mehr als eine Größenordnung von den Energiedichten flüssiger Energieträger wie Methanol, Ethanol, Flüssig-Erdgas oder Benzin entfernt, selbst wenn Batterien ihr volles Potenzial ausgeschöpft haben. Es scheint nahezu ausgeschlossen, dass Batterien flüssige Kraftstoffe als den Hauptenergieträger im Schwerlast- und Langstreckenverkehr ersetzen.

Abb. 4.  Vergleich der Energiedichte von Batterien mit flüssigen Energieträgern

Eine aktuelle Untersuchung im Auftrag des deutschen Umweltbundesamtes [9] zeigt Szenarien für einen treibhausgasneutralen Verkehrssektor auf und leitet Empfehlungen ab. Darin finden sich detaillierte Angaben und Abschätzungen zu Energiekosten, Infrastrukturkosten und Fahrzeugkosten für verschiedene Technologieoptionen. Generell werden Batterie-elektrische Fahrzeuge als kosteneffizienteste Möglichkeit für die Dekarbonisierung des Straßenverkehrs eingestuft. Jedoch könnten systemische Hemmnisse und die geringe Akzeptanz eine breite Einführung erschweren und sogar verhindern. Eine politisch getriebene Initiative und eine umfangreiche Koordination wären notwendig, um die Infrastruktur an die Anforderungen der Elektromobilität auf nationaler Ebene anzupassen. Autofahrer müssten Abstriche bei Reichweite und Tankzeit hinnehmen. Die Untersuchung kommt zu dem Ergebnis, dass aufgrund dieser Risiken und noch vorhandener technischer Hürden Batteriefahrzeuge wahrscheinlich selbst im motorisierten Individualverkehr

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nicht die ausschließliche Lösung zur Dekarbonisierung sein werden. Strombasierte flüssige Kraftstoffe weisen im Straßenverkehr über den gesamten Lebenszyklus ähnliche Kosten auf und sind damit eine Alternative. Weiterhin werden batteriebetriebene Fahrzeuge nicht als realistische Option für die anderen Verkehrssegmente gesehen. Hierfür werden strombasierte Kraftstoffe als günstigste Möglichkeit besonders zur Dekarbonisierung im Schiffsverkehr und im Flugverkehr eingestuft. In allen Fahrzeugkategorien gibt es Entwicklungen zu hybriden Antriebskonzepten, d. h. es werden Antriebsoptionen kombiniert. Kurze Distanzen können durch eine Batterie abgedeckt werden, längere Distanzen dann durch einen chemischen Energieträger. Generell kann durch eine Hybridisierung der Verbrennungsmotor bzw. die Brennstoffzelle in einem optimalen Lastpunkt mit hoher Effizienz betrieben werden und Lastschwankungen aufgrund des Fahrprofils werden durch die Batterie ausgeglichen. Eine besondere Form der Hybridisierung sind Oberleitungs-LKWs. Dieses Konzept ist von der Bahnelektrifizierung abgeleitet. Elektrische Energie wird direkt von der Oberleitung abgegriffen und treibt einen Elektromotor an. Auf Straßenabschnitten ohne Oberleitung übernimmt im Hybridfall eine Batterie, ein Verbrennungsmotor bzw. eine Brennstoffzelle. Generell sind diese Oberleitungskonzepte ein vielversprechender Ansatz für die Dekarbonisierung, da elektrische Energie sehr effizient genutzt werden kann. Nachteilig sind die Infrastrukturanforderungen bezüglich der Oberleitungen. Es ist davon auszugehen, dass die Technologie auf spezifischen Transportrouten mit hohen Fahrleistungen eingesetzt wird, aber nicht flächendeckend. Wasserstoff ist ein Energieträger, der seit langer Zeit als Möglichkeit zur Dekarbonisierung im Verkehrssektor diskutiert wird. Der Ersatz von Kohlenwasserstoffen durch Wasserstoff und der dafür notwendige Umbau der Infrastruktur wurden in den 1970ern und 1980ern vor dem Hintergrund der Ölkrisen vorgeschlagen. Oft wird er Begriff „Wasserstoffwirtschaft“ verwendet. Die Verwendung von Wasserstoff in vielen Bereichen des Verkehrssektors ist grundsätzlich möglich und wurde mehrfach technisch demonstriert. Kleinserien von Brennstoffzellenfahrzeugen sind von verschiedenen Herstellern seit den 1990ern verfügbar. Die große Herausforderung liegt darin, dass Wasserstoff nicht kompatibel zur heutigen Kraftstoffinfrastruktur ist. Ein Umbau der Infrastruktur bzw. ein paralleler Neuaufbau würde zu sehr hohen Kosten führen, aber auch zu Hemmnissen durch die öffentliche Wahrnehmung [9]. Der Umbau zu einer Wasserstoffmobilität wäre teurer als alle anderen Optionen zur Erreichung eines treibhausgasneutralen Transportsektors [9]. Insbesondere in der Markteinführungsphase sind strombasierte flüssige Kraftstoffe im Vorteil, da konventionelle Antriebskonzepte und die bestehende Infrastruktur genutzt werden. Wasserstoff kann aber dennoch ein sinnvoller Energieträger sein, wenn die Infrastrukturanforderungen limitiert werden. Dies ist der Fall, wenn z. B. Busflotten in einem zentralen Busdepot betankt werden und dann im öffentlichen Nahverkehr eingesetzt werden. Zudem sind wasserstoffbetriebene Züge vielversprechend, da hier auf zentralen Betriebshöfen getankt wird und eine spezifische Wasserstoffversorgungskette für eine Bahnstrecke und die dazugehörigen Züge aufgebaut werden kann. Die Dekarbonisierung des Transportsektors wird daher durch eine Vielzahl von Optionen stattfinden müssen. Im Individualverkehr sind batteriebetriebene Fahrzeuge die bevorzugte Lösung, können aber an Grenzen bzgl. systemischer Hemmnisse und

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Akzeptanz stoßen. Im Schwerlast- und Langstreckenverkehr sind Oberleitungen auf Hauptstrecken und Wasserstoff in Flottenanwendungen interessante Optionen. In all diesen Anwendungen werden aber flüssige Kraftstoffe weiterhin eine wichtige Rolle spielen. Zudem wird der Schiffs- und Flugverkehr auch langfristig nahezu vollständig auf flüssigen Energieträgern mit hoher Energiedichte basieren. Die bedeutende Rolle von flüssigen Kraftstoffen wird z. B. auch im Energiereferenzszenario der Europäischen Kommission deutlich [10]. In diesem Ausblick beträgt der Anteil flüssiger Kraftstoffe (Kerosin, Diesel, Benzin) am Energiebedarf im Transportsektor immer noch 87 % im Jahr 2030 und 84 % im Jahr 2050. Der Anteil von Biokraftstoffen verbleibt etwa konstant bei 6 %. Daher werden die europäischen Klimaziele einer 80- bis 95-prozentigen Treibhausgasminderung bis 2050 nur zu erreichen sein, wenn es auch zu einer signifikanten Dekarbonisierung von flüssigen Kraftstoffen kommt. 1.3 Gibt es Grenzen für elektrisch betriebene Wärmepumpen? Ähnlich wie im Transportsektor stagniert auch der Anteil erneuerbarer Energien im Wärme- und Kältesektor, siehe Abb. 2 Der Einsatz erneuerbarer elektrischer Energie aus Sonne und Wind ist auch hier eine vielversprechende Option zur Dekarbonisierung. Rechnungen zur kostenoptimalen Dekarbonisierung von Energiesystemen mit Kopplungen zwischen Strom-, Wärme- und Transportsektor führen zum Ergebnis [11, 12], dass bevorzugt strombetriebene Wärmepumpen zur Deckung des Gebäudewärmebedarfs eingesetzt werden sollten. Es ergibt sich dann in einem Zielszenario für 2050 eine Zahl von ca. 13 bis 16 Mio. Wärmepumpen [11]. Bei dieser Betrachtung ist eine Sanierungsrate von 2 % bei hoher Sanierungstiefe unterstellt. Im Jahr 2030 sollten bereits ca. 3 bis 8 Mio. Systeme in deutschen Gebäuden installiert sein. Heute sind in Deutschland etwa 700.000 Wärmepumpen verbaut und es werden pro Jahr ca. 57.000 Neuanlagen verkauft [12]. Geht man davon aus, dass der Wärmepumpenabsatz pro Jahr um 60 % gegenüber dem heutigen Stand steigt, könnten im Jahr 2030 ca. 1,6 bis 2,7 Mio. Wärmepumpen installiert sein. Es klafft daher voraussichtlich bereits im Jahr 2030 eine Wärmepumpenlücke von 1,5 bis 5 Mio. Systemen [11]. Auch eine Sanierungsrate von 2 % scheint eine Herausforderung zu sein [13], ist aber ein Schlüssel für den Einsatz von Wärmepumpen in Bestandsgebäuden. Heute liegt die Gesamtmodernisierungsrate in Deutschland im Betrachtungszeitraum 2010 bis 2016 bei ca. 1 % und ist damit nur etwa 0,2 Prozentpunkte höher als im vorherigen Jahrzehnt [14]. Nur durch die energetische Sanierung kann die Vorlauftemperatur in Gebäuden gesenkt werden und der Einsatz von Wärmepumpen erst ermöglicht werden. Es kann daher festgestellt werden, „dass der für den Klimaschutz notwendige Umbau der Wärmeversorgung im Wohngebäudebestand aktuell kaum stattfindet“ [14]. Eine energetische Sanierung und der Einsatz von Wärmepumpen sind zudem nicht überall möglich, wenn z. B. aus Denkmalschutzgründen die Gebäudehülle nicht verändert werden kann oder wenn es technisch keine Möglichkeit zur Aufnahme von Umgebungswärme gibt. Es wird weiterhin Gebäude geben, die auf hohe Vorlauftemperaturen der Wärmeversorgung angewiesen sind.

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Ein weiteres Hemmnis für den bevorzugten und schnellen Einbau von Wärmepumpen ist der regulatorische Rahmen. So sind Steuersätze für fossile Brennstoffe wie Heizöl und Erdgas eher gering und führen zu mäßigen Kosten beim Betrieb der Wärmeversorgung. Die Strompreise für den Endverbraucher sind in großem Maße durch Steuern und Umlagen belastet und gerade in den letzten Jahren stark angestiegen. Zudem ist die Anlagentechnik einer Wärmepumpe aufwendiger als bei Erdöl- oder Erdgaskesseln. Dies führt zu höheren Investitionskosten und Hausbesitzer sind nicht immer in der Lage oder willens diese aufzubringen. Aus wirtschaftlicher Sicht fehlen somit Anreize für den Endverbraucher, um auf eine strombetriebene Wärmeversorgung mit einer Wärmepumpe umzusteigen. Die elektrische Anschlussleistung einer Wärmepumpe für ein Einfamilienhaus beträgt einige Kilowatt und kann zusammen mit möglichen Elektro-PKWs die elektrische Last des Verbrauchers dominieren. In Straßenzügen mit hohen Anteilen an Wärmepumpen und Elektro-PKWs können sich somit neue und unvorhergesehene Verbrauchsmuster für das elektrische Verteilnetz ergeben. Ein gleichzeitiger bzw. individuell optimierter Betrieb der Verbraucher führt dann zur Überlastung des Netzes. Große Flotten von Wärmepumpen müssten daher netzdienlich betrieben werden, z. B. durch zentrale Steuersignale oder durch finanzielle Anreize wie einen stark zeitaufgelösten Stromtarif. Beides wird in Zukunft technisch möglich sein, wenn ein größeres Maß an Informations- und Kommunikationstechnologie verbaut ist. Dennoch kann es zu Hemmnissen aufgrund mangelnder Akzeptanz und Bereitschaft zur Teilnahme am netzdienlichen Betrieb kommen. Elektrisch betriebene Wärmepumpen sind eindeutig der wichtigste Hebel zur Dekarbonisierung des Gebäudewärmebedarfs. Die im Zielszenario für 2050 nötige Anzahl von 13 bis 16 Mio. Stück stellt allerdings aufgrund der aktuell niedrigen Verkaufszahlen, der mangelnden Sanierungsrate, weiterhin hoher nötiger Vorlauftemperaturen, fehlender wirtschaftlicher Anreize für Hausbesitzer und systemischer Hemmnisse eine große Herausforderung dar. Weiterhin entfallen heute in Deutschland nur ca. 56 % des Wärmebedarfs auf Haushalte und Gewerbe, Handel, Dienstleistung [11]. Die andere Hälfte wird für Industrieanwendungen benötigt und dabei bei Temperaturen von mehreren Hundert °C. Hierfür kommen dann nur die direkte elektrische Beheizung bzw. flüssige und gasförmige Brennstoffe infrage. Flüssige und gasförmige Brennstoffe können daher auch in Zukunft eine sinnvolle, teils notwendige Ergänzung zu Wärmepumpen im Gebäudesektor bzw. unverzichtbar in industriellen Wärmeanwendungen sein. Für die Erreichung der Klimaziele ist die Dekarbonisierung dieser Energieträger notwendig. 1.4 Technologieüberblick zu strombasierten Kraft- und Brennstoffen (e-fuels) Die Energiewende und die Erreichung der Klimaziele sind nur durch die Dekarbonisierung von flüssigen und gasförmigen Kraft- und Brennstoffen möglich, d. h. durch die signifikante Reduktion von Treibhausgasemissionen entlang des gesamten Lebenszyklus der Energieträger: von der Produktion, über den Transport bis zur Verwendung (bzw. Verbrennung). Wenn CO2 beim Produktionsprozess aufgenommen wird und dann bei der Verbrennung wieder freigesetzt wird, handelt es sich daher um

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einen treibhausgasneutralen Prozess. Allerdings sind verschiedene Vor- und Nebenketten zu berücksichtigen, da z. B. zur Errichtung von Anlagentechnik Stahl oder Beton notwendig ist, zu dessen Produktion und Verarbeitung wieder fossile Energieträger eingesetzt werden und somit CO2 indirekt emittiert wird. Ein weiteres Beispiel ist der Ackerbau bei Biokraftstoffen. Hier wird z. B. über den Einsatz von Dünger und dessen Produktion direkt und indirekt Treibhausgas freigesetzt. Zudem kann es zur Landnutzungsänderung (z. B. Abholzung) kommen, was dann bilanziell zur Treibhausgasemission führt. Die Bestimmung von spezifischen Treibhausgasemissionen verschiedener Energieträger mit verschiedenen Prozess- und Produktionsketten erfordert daher detaillierte Betrachtungen. Es müssen einzelne Anbau-, Produktions- und Lieferketten anerkannt, kontrolliert und zertifiziert werden. Dabei kann es zu Unterschieden bezüglich der Datenlage, aber auch des Bilanzrahmens kommen. Es gibt daher sehr unterschiedliche Daten zur Treibhausgasreduzierung alternativer Kraft- und Brennstoffe. Einen ersten Überblick verschafft Abb. 5.

Abb. 5.  Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen entlang des Lebenszyklus

Referenzwerte für Diesel und Benzin sind einem aktuellen Bericht für die Europäische Kommission entnommen [15]. Für Biokraftstoffe gibt es große Spannweiten. Daher wurde hier auf Daten einer umfassender Literaturrecherche und -bewertung der Royal Academy of Engineering zurückgegriffen [16]. Die Daten berücksichtigen auch jeweils die Effekte der Landnutzungsänderung. Im Vergleich zu Biokraftstoffen befinden sich strombasierte Kraft- und Brennstoffe (e-fuels) in einem frühen Entwicklungsstadium; die Datenlage zu Treibhausgasemissionen entlang des gesamten Lebenszyklus ist limitiert. Eine vom Umweltbundesamt veröffentliche Studie [17] kommt zum Ergebnis, dass der Lebenszyklus von flüssigem Flugkraftstoff aus Strom und CO2 (Power-to-Liquid) Treibhausgasemissionen im Bereich von 11 bis 28 gCO2äq/MJ verursacht, wenn auch die Stromherstellung aus Windkraft und

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­ hotovoltaik in Deutschland und die Anlagentechnik berücksichtigt wird. Man kann P davon ausgehen, dass eine effizientere Herstellung erneuerbaren Stroms bei besseren Wetterbedingungen in anderen Ländern zu niedrigeren Werten führt. Eine Anlage zur Herstellung von Methanol aus Strom und CO2 in Island (Power-to-Methanol) besitzt ein Nachhaltigkeitszertifikat und einen Emissionswert von 8,5 gCO2äq/MJ [18]. Biokraftstoffe besonders der ersten Generation führen nicht notwendigerweise zu einer Reduktion von Treibhausgasemissionen, insbesondere wenn die Landnutzungsänderung berücksichtigt wird. Die zweite Generation verspricht hier Verbesserungen und eine signifikante Reduktion, führt allerdings zu höheren Kosten und ist weit weniger kommerziell verfügbar. Abb. 5 zeigt aber vor allem, dass strombasierte Kraftstoffe ein hohes Nachhaltigkeitspotential besitzen, auch wenn die Datenlage beschränkt ist. Es gibt verschiedene technologische Optionen zur Herstellung von strombasierten Kraft- und Brennstoffen. Prinzipiell können endotherme Reaktionen wie die Dampfreformierung von Methan, wenn sie elektrisch beheizt werden, dazu genutzt werden elektrische Energie wenigstens teilweise in chemische Energie umzusetzen. Weiterhin sind auch plasmagestützte und thermo-chemische Verfahren möglich. Die Elektrolyse von Wasser zu Wasserstoff und Sauerstoff ist allerdings die am weitesten verbreitete Technologie und besitzt großes Potenzial zur Skalierung und Kostensenkung. Wasserstoff kann dann zusammen mit CO2 in einem nachgelagerten chemischen oder biologischen Verfahrensschritt zu Syntheseprodukten wie Methanol, Fischer-TropschDiesel bzw. -Kerosin, synthetisches Erdgas und Ethanol (biologisch) umgewandelt werden. Die Elektrolyse von Wasser ist industriell verfügbar und die direkte Kopplung mit erneuerbaren fluktuierenden Energiequellen wurde schon demonstriert. Weiterhin gibt es auch die Möglichkeit der direkten elektrochemischen Umwandlung von CO2 zu flüssigen Kraftstoffen wie Methanol und Ethanol. Die technologische Reife ist allerdings viel geringer als bei der Elektrolyse von Wasser. Eine aktuelle Literaturübersicht von Durst et al. [19] fasst den Status zusammen: obwohl die elektrochemische Reduktion von CO2 ausgiebig in den letzten Jahrzehnten untersucht wurde, liegt die heute realistisch erreichbare Stromdichte im Bereich von 20 mA/cm2. Dafür wurden hauptsächlich grundlegende Untersuchungen in Halbzellen und flüssigen Elektrolyten durchgeführt. Zum Vergleich liegt die Stromdichte bei der Wasserelektrolyse heute im Bereich von 500 bis 2000 mA/cm2, d. h. die spezifische Baugröße und damit die Kosten wären um ein Vielfaches höher. Die Stromdichte bei der CO2-Elektrolyse ist daher mindestens eine Größenordnung zu gering, um die Technologie für die kommerzielle Anwendung kurz- und mittelfristig einzusetzen. Der Fokus zur großskaligen Herstellung strombasierten Kraft- und Brennstoffe (e-fuels) liegt daher auf der Elektrolyse von Wasser in Verbindung mit einem nachgeschalteten chemischen oder biologischen Syntheseschritt.

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2 Kerntechnologien für strombasierte Kraft- und Brennstoffe (e-fuels) 2.1 Stromerzeugung aus Sonne und Wind Aufgrund der technischen Fortschritte und der Massenproduktion bei Photovoltaikund Windkraftanlagen sind die Kapazitätsfaktoren in den letzten Jahren gestiegen und die spezifischen Investitionskosten stark gesunken. Dies führte zu Stromerzeugungskosten, die bereits heute in Ausnahmefällen bei unter 2 ct/kWh liegen, siehe Abb. 1. Die Gesamtkosten sind stark durch die Investitionskosten bestimmt, da im Betrieb der Anlagen nur noch geringe Kosten für Wartung und Instanthaltung anfallen. Heute liegen die Installationskosten für großskalige Photovoltaikanlagen bei günstigen Randbedingungen durchaus schon im Bereich von 600 bis 700 EUR/kW, bei Onshore-Windkraft ist es ein Bereich von 1000 bis 1200 EUR/kW [20]. Die International Renewable Energy Agency sieht in den nächsten Jahren ein weiteres global durchschnittliches Kostenreduktionspotenzial bei Photovoltaik von über 50 % und bei Onshore-Wind von 12 % [30]. Abhängig vom weiteren Zubau mit den zugehörigen Kostendegressionen durch Lerneffekte könnten die Kosten bei Photovoltaik weiter auf bis zu 280 EUR/kW fallen [31]. Bei Wind ist davon auszugehen, dass die Stromgestehungskosten stärker fallen als die Investitionskosten, da höhere Nabenhöhen und größere Rotordurchmesser zu höheren Kapazitätsfaktoren führen. Wartungs- und Instanthaltungskosten bei Photovoltaik und Wind liegen typischerweise im Bereich von 1 bis 2 % der Investitionssumme pro Jahr. Die heutigen und zukünftigen Kosten für die Stromerzeugung aus Sonne und Wind sind ein entscheidender Faktor für das zukünftige Potenzial von strombasierten Kraft- und Brennstoffen. Um eine Einordnung bzw. einen techno-ökonomischen Ausblick zu ermöglichen, wird hier mit Hilfe von drei Szenarien gearbeitet. Das Referenzszenario umfasst Annahmen, die schon heute für spezifische Anlagen mit sehr guten Randbedingungen möglich sind. Es kann damit auch als Ausblick für die nächsten 2–3 Jahre gesehen werden. Im Szenario „mittelfristig“ werden ein weiterer technologischer Fortschritt, weitere Skaleneffekte und eine fortschreitende Kostendegression angenommen. Dies könnte einen Ausblick auf Potenziale im Zeithorizont 2025 bis 2030 ermöglichen. Ein langfristger Ausblick mit einem Zieljahr 2050 wird im Szenario „langfristig“ vorgenommen. Hier wird von einer Ausschöpfung von Kostenpotenzialen ausgegangen. Die Annahmen für die Stromerzeugung bei großskaligen Photovoltaik- und Windkraftanlagen auf Basis der kurzen Literaturübersicht und weiterführender Primärliteratur sind in [20] zusammengefasst (Tab. 1). Tab. 1.  Annahmen und Ausblick zu schlüsselfertigen Photovoltaik- und Windkraftanlagen (onshore) Referenzszenario 2020 600 EUR/kW Investitionskosten Photovoltaik 1100 EUR/kW Investitionskosten Onshore-Wind Wartungs- und Instanthaltungskosten bei 1,5 % PV und Wind

Szenario „mittelfristig“ 400 EUR/kW 900 EUR/kW 1,5 %

Szenario „langfristig“ 300 EUR/kW 800 EUR/kW 1,5 %

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2.2 Überblick zu Elektrolysetechnologien Wasser kann elektrochemisch in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten werden. Dafür ist ein Gleichgewichtspotenzial von 1,23 V notwendig. Unter diesen Bedingungen würde sich die Elektrolysezelle abkühlen bzw. ein zusätzlicher Wärmeeintrag wäre notwendig. Um die Reaktion isotherm aufrechtzuerhalten, ist eine Mindestspannung von 1,48 V notwendig. In realen Anwendungen ist die Spannung einer Einzelzelle dann höher, da Überspannung aufgrund von z. B. elektrischen Widerständen, kinetischen Limitierungen und Stofftransportlimitierungen überwunden werden müssen. Prinzipiell gibt es drei verschiedene Elektrolysetechnologien: Proton-Exchange-Membrane (PEM)-Elektrolyse, alkalische Elektrolyse und Hochtemperaturelektrolyse. Auf die Technologien soll hier nur kurz eingegangen werden. Ausführlichere Informationen finden sich z. B. in [20, 21]. Die drei Elektrolysetechnologien unterscheiden sich bezüglich des Elektrolyts, der Membran und der Betriebstemperatur, wie Abb. 6 zeigt. Zudem sind die eingesetzten Materialien, das Betriebsfenster und der Betriebsablauf unterschiedlich.

Abb. 6.  Technologietypen bei der Wasserelektrolyse

Die alkalische Elektrolyse ist eine größtenteils ausgereifte Technologie und wurde bereits in Norwegen bis in die 1990ern in der Leistungsklasse 130 MW unter atmosphärischem Betriebsdruck eingesetzt. Kleinere Systeme werden heute auch unter Druck bis etwa 30 bar betrieben. Vorteilhaft sind allgemein die relativ günstigen Elektrodenmaterialien und Katalysatoren. Nachteilig ist die relativ geringe erreichbare Stromdichte von heute zwischen 200 und 500 mA/cm2. Als Elektrolyt wird eine alkalische Kalium- oder Natriumhydroxidlösung verwendet, um die Ionenleitfähigkeit zu verbessern. Zwischen den Elektroden befindet sich ein poröses Diaphragma, das die Vermischung der beiden Produktgase Wasserstoff und Sauerstoff vermeidet und gleichzeitig den Austausch der Ionen erlaubt. Da das Diaphragma nicht gasdicht ist, darf zu jeder Zeit nur eine geringe Druckdifferenz zwischen Kathoden- und Anodenraum herrschen. Dies ist besonders im dynamischen Betriebsfall, wenn auf beiden Seiten unterschiedliche Gasmengen entstehen, eine Herausforderung und limitiert die möglichen Lastrampen. Zudem muss das System üblicherweise vor dem Herunterfahren mit Inertgas gespült werden, was dann beim Anfahren zu einer schlechteren Gasqualität führt. Bei der Proton-Exchange-Membrane (PEM) Elektrolyse (deutsch: Protonenaustauschmembran) wird eine gasdichte Membran zwischen Anode und Kathode eingebracht. Die Technologie wurde in den 1950ern für Raumfahrtanwendungen

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entwickelt. Heute sind Elektrolyseure im einstelligen Megawattbereich verfügbar und durch einen modularen Aufbau können auch größere Leistungen realisiert werden. Die Stromdichte ist höher als bei der alkalischen Elektrolyse und kann bis zu 2000 mA/cm2 betragen. Üblicherweise wird eine NafionTM-Membran verwendet und Edelmetalle sind als Katalysatoren notwendig. Die PEM Elektrolyse verwendet hochreines Wasser als Elektrolyt und erzielt dadurch sehr gute Gasqualitäten. Die gasdichte Membran erlaubt eine hohe Betriebsflexibilität. Es können sowohl sehr schnelle Lastrampen, als auch eine tiefe Teillast gefahren werden. Zudem ist der Betrieb unter Druck leichter zu realisieren. Alles das macht die PEM zu einer geeigneten Technologie für die direkte Kopplung mit fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen. Die Hochtemperaturelektrolyse verwendet eine keramische Membran, die erst bei hohen Temperaturen leitfähig wird. Die Technologie wurde zuerst in den 1980ern entwickelt. Heute ist die Technologie in der Demonstrationsphase und erste Versuche zur Kommerzialisierung werden unternommen. Aufgrund der hohen Betriebstemperatur wird Wasserdampf als Edukt eingesetzt, was neben anderen Effekten zu einem thermodynamischen Vorteil und theoretisch höheren Wirkungsgraden führt. Allerdings führt die hohe Betriebstemperatur von 600 bis 900 °C auch zu Herausforderungen bei der Materialauswahl bzw. bei der Betriebsstrategie. Weiterhin stellt der Betrieb unter Druck bei diesen Temperaturen hohe technische Anforderungen. Ein kostengünstiges und hochflexibles Elektrolysesystem für die direkte Kombination mit einer fluktuierenden Energiequelle ist daher ein eher langfristiges Ziel. Für die Einordnung und Bewertung der Wasserelektrolyse als wichtiger Verfahrensschritt zur Herstellung strombasierter Kraft- und Brennstoffe sind vor allem der Wirkungsgrad und die Kosten der Technologie entscheidend. Schmidt et al. [21] geben auf Basis von Expertenbefragungen heutige und zukünftige Kosten der Wasserelektrolyse an. Generell ist festzustellen, dass die Schwankung für zukünftige Kostenschätzungen sehr breit ist und die Unsicherheit damit groß. Die Werte für die alkalische und die PEM Technologie liegen hierbei allerdings nahe zusammen. Da davon ausgegangen wird, dass die PEM technologisch besser geeignet ist, um direkt mit erneuerbaren fluktuierenden Energiequellen gekoppelt zu werden, wird diese Technologie im Folgenden berücksichtigt. Es werden für das Jahr 2020 Investitionskosten von ca. 1000 EUR/kW bei der Expertenbefragung ermittelt. Einflussfaktoren dabei sind neben der Einschätzung verschiedener Experten auch die Anstrengungen für Forschung & Entwicklung sowie das Vorhandensein von größeren Demonstrationsprojekten. Bis 2030 könnten diese Kosten nur noch 400 bis 600 EUR/ kW betragen, wenn man von einer Kommerzialisierung der Technologie in großen Stückzahlen und großen Skaleneffekten ausgeht. Um signifikante Skalen- und Lerneffekte zur Kostensenkung zu erreichen, sind erhebliche Investitionen und ein Markthochlauf notwendig. Die dazu notwendige weltweit installierte Elektrolyseleistung wird im Bereich von 100 GW angegeben, was dem Fünffachen der heute installierten Leistung von etwa 20 GW entspricht [22]. Langfristig bis 2050 scheinen Investitionskosten im Bereich von 200 bis 600 EUR/kW möglich zu sein [22]. Generell sind niedrige Investitionskosten und ein hoher Wirkungsgrad gegenläufige Optimierungsziele [20], da ein hoher Wirkungsgrad eine eher niedrige Stromdichte und damit wenig Verluste erfordert. Um die Investitionskosten zu senken,

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müssen die Verringerung der aktiven Elektrolysefläche und damit eine höhere Stromdichte angestrebt werden. Obwohl Wirkungsgradverbesserungen möglich sind, hat die Senkung der Investitionskosten Priorität [21]. Auf Basis der kurzen Literaturübersicht wird nun ein möglicher Entwicklungspfad bei der PEM Elektrolyse mit drei Szenarien abgeschätzt. Das Referenzszenario enthält Leistungs- und Kostendaten wie sie nach einer Expertenumfrage [21] in den nächsten ein bis zwei Jahren realistisch erscheinen. Im Szenario „mittelfristig“ wird ein Markthochlauf angenommen und damit Skalen- und Lerneffekte, die eine Kostendegression bis 2025/2030 ermöglichen. Im Szenario „langfristig“ wird das Entwicklungspotenzial im Hinblick auf das Jahr 2050 abgeschätzt. Sind die Unsicherheiten im Szenario „mittelfristig“ schon hoch, ist der Ausblick auf 2050 sehr unsicher. Ein Überblick der wichtigsten Technologieannahmen ist in Tab. 2 gezeigt. Die Kosten beziehen sich dabei auf die schlüsselfertige Installation der Elektrolyseanlage inkl. aller Integrationsleistungen und Nebenaggregate. Die Kosten der Wasserbereitstellung und -aufbereitung sind im Allgemeinen gegenüber den weiteren Kosten der Elektrolyse vernachlässigbar.

Tab. 2.  Möglicher Entwicklungspfad bei der PEM Elektrolyse auf Basis von Literaturdaten [20–22]

Spezifische Investitionskosten Wirkungsgrad Wartungskosten

Referenzszenario Szenario 2020 „mittelfristig“ 1000 EUR/kW 500 EUR/kW

Szenario „langfristig“ 300 EUR/kW

5,2 kWh/Nm3 5 % p. a.

4,5 kWh/Nm3 2 % p. a.

4,5 kWh/Nm3 3 % p. a.

2.3 Chemische Synthese Wasserstoff aus der Elektrolyse kann schon ein gasförmiger Kraft- oder Brennstoff sein, wenn Wasserstoff direkt an einen Verbraucher abgegeben werden kann. Existiert keine Transportkette bzw. kein lokaler Abnehmer, kann Wasserstoff mit CO2 zu einem flüssigen Energieträger umgewandelt werden, der einfacher zu transportieren ist und direkt die heutige Infrastruktur nutzen kann. Mögliche Reaktionsprodukte sind Methanol, Fischer-Tropsch-Diesel oder Fischer-Tropsch-Kerosin. Eine Übersicht zu Vor- und Nachteilen verschiedener Syntheserouten findet sich in früheren Publikationen [20, 23]. Die dazu nötigen Syntheserouten sind hinlänglich bekannt und werden heute in sehr großem Maßstab betrieben. Beispielsweise sind über 90 Methanolsyntheseanlagen weltweit installiert mit einer durchschnittlichen Produktionsleistung von 1,2 Mio. t pro Jahr. Bezogen auf den Heizwert von Methanol ist dies eine mittlere Leistung von 800 MW. Großanlagen, z. B. in Trinidad und Tobago, besitzen einen Durchsatz von mehr als 1,2 GW und Anlagengrößen bis 5 GW wurden angekündigt. Methanol wird heute fast ausschließlich aus Kohle und Erdgas hergestellt. Im ersten Schritt wird das Feed in einer

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    267

thermischen Vergasung bzw. einer Dampfreformierung in ein Synthesegas bestehend aus Kohlenstoffmonoxid (CO) und Wasserstoff umgewandelt. Dieses Gas wird dann bei Reaktionsbedingungen von 200 bis 300 °C und bei 50 bis 100 bar zu Methanol umgesetzt. Eine alternative Reaktionsroute ist die Fischer-Tropsch Synthese. Hier werden ähnliche Reaktionstemperaturen verwendet und ein etwas geringerer Druck von 10 bis 40 bar. Im eigentlichen Syntheseschritt wird ein Kohlenwasserstoffgemisch mit einer Kettenlängenverteilung hergestellt. Raffinerieprozesse führen dann zu spezifischen Produkten wie synthetischem Diesel, Kerosin oder Wachsen. Die weltweit größte Anlage ist die Pearl GTL Anlage in Katar mit einem energiebezogenen Durchsatz von ca. 10 GW. Andere kommerzielle Anlagen besitzen typische Produktionskapazitäten von 30.000 bis 35.000 Barrel pro Tag, was einer energetischen Leistung von ca. 2 GW entspricht. Generell gilt bei der chemischen Synthese die „Economy-of-Scale“, d. h. größere Anlagen sind spezifisch kostengünstiger und arbeiten mit weniger Verlusten. Dies ist der Treiber für die Installation möglichst großer Anlagen. Zudem werden diese Anlagen möglichst kontinuierlich betrieben, da fossile Rohstoffe als Feed dauernd zur Verfügung stehen und die Prozesskette so ständig im Betriebsoptimum gehalten wird. Als Synthesegas wird eine Mischung aus Kohlenstoffmonoxid CO und Wasserstoff H2 eingesetzt. Heute liegen weltweit wirklich großskalige Photovoltaik- und Windparks im Bereich von 500 MWel bis 1 GWel. Großskalige Installationen in Deutschland liegen eher unter 100 MWel. Berücksichtigt man den Wirkungsgradverlust von ca. 50 % entlang der Prozesskette von Strom zu synthetischem Produkt, ist die nötige Syntheseleistung im Bereich von 250 MW bis 500 MW, bzw. bei 50 MW. Da die Lastflexibilität einer chemischen Synthese viel geringer ist als bei der Elektrolyse, wird im Betrieb ein flexibler Betrieb der Elektrolyse und ein eher kontinuierlichen Betrieb der Synthese angestrebt. Als Ausgleich dient ein Wasserstoffzwischenspeicher. Dadurch wird der Durchsatz bei der chemischen Synthese auf eine längere Zeit verteilt und die nötige Maximalkapazität sinkt. Daher sind tatsächlich noch geringere Syntheseleistungen notwendig, wie später in Kap. 3 gezeigt wird. Das Ziel ist daher ein kosteneffizientes Anlagendesign durch ein „Downscaling“ in Richtung mittel- und kleinskaliger Syntheseleistungen. Der Wechsel der Energiequelle von kontinuierlich verfügbaren fossilen Rohstoffen zu fluktuierend verfügbaren erneuerbarem elektrischen Strom stellt eine weitere Herausforderung dar. Trotz der hohen Dynamik der Elektrolyse und der Pufferwirkung eines Wasserstoffzwischenspeichers ist ein absolut kontinuierlicher Betrieb der Synthese nicht realistisch. Dies würde zu einem großen Wasserstoffspeicherbedarf führen, was technisch herausfordernd und sehr kostenintensiv sein kann. Daher ist eine gewisse Flexibilität bei der Synthese unabdingbar, d. h. es müssen Lastrampen gefahren werden, die Anlage muss an- und abgefahren werden und auch muss ein effizienter Betrieb in Teillast möglich sein. Dies steht im Widerspruch zum aktuellen Optimierungsziel von großskaligen chemischen Syntheseanlagen – dem kontinuierlichen stationären Betrieb.

268     A. Tremel

Eine dritte Herausforderung ist der Wechsel der Reaktionskomponente von CO zu CO2. Heutige Katalysatorsysteme sind auf die Umsetzung von CO optimiert, wobei z. B. bei der Methanolsynthese auch eine Umsetzung von CO2 möglich ist. Es gibt daher zwei Entwicklungspfade. Zum einen kann man einen Reverse Water Gas Shift Reaktor zwischenschalten, der bei hohen Temperaturen eine Mischung aus CO2 und H2 zu CO konvertiert. Zum zweiten ist eine Adaptierung der Reaktionsführung bzw. der Katalysatorauswahl denkbar, um direkt in einem Verfahrensschritt CO2 umsetzen zu können. Beide Ansätze werden heute verfolgt. Als Beispiel für eine Synthese zu einem flüssigen Endprodukt wird in der weiteren Bewertung die Methanolsynthese ausgewählt. Abgeschätzte spezifische Investitionskosten auch im Vergleich zu anderen Synthesen sind in Abb. 7 [20, 23] gezeigt.

Abb. 7.  Gesamtinvestitionskosten für Syntheseanlagen (bezogen auf den Brennwert)

Die Kostenkurve für Methanol wird genutzt, um in den drei oben vorgestellten Szenarien die Investitionskosten abzuschätzen. Der Wirkungsgrad sowie Flexibilitätsparameter (Fähigkeit zu Lastrampen, Teillastverhalten) sind weitere wichtige Parameter. Im kontinuierlichen Betriebsoptimum beträgt der Wirkungsgrad einer Methanolsynthese ca. 80 % [23]. Verluste entstehen durch An- und Abfahrprozesse. Es werden hierzu Annahmen getroffen und für die drei Szenarien in Tab. 3 zusammengefasst.

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    269 Tab. 3.  Annahmen zum möglichen Entwicklungspfad bei der chemischen Synthese

Spezifische Investitionskosten Wirkungsgrad (stationärer Betrieb) Maximale Lastrampe Minimale Teillast Wartungs- und Instanthaltungskosten

Referenzszenario Szenario 2020 „mittelfristig“ Kostenkurve siehe Abb. 7

Szenario „langfristig“

75 %

80 %

25 % Kostenreduktion ggü. Abb. 7 80 %

10 %/h 60 % 4 % p. a.

20 %/h 40 % 4 % p. a.

30 %/h 20 % 4 % p. a.

2.4 Wasserstoffspeicherung und -kompression Die Speicherung von Wasserstoff zwischen Elektrolyse und Synthese erlaubt unterschiedliche Betriebsstrategien dieser Hauptkomponenten. Die Elektrolyse kann dann dem Stromangebot in sehr schneller Zeit folgen und Limitierungen bei der Lastflexibilität der Synthese können ausgeglichen werden. Generell ist Speicherung von Wasserstoff um einiges kostengünstiger als die Speicherung von elektrischer Energie. Sie ist daher die bessere Flexibilitätsoption als das Vorhalten einer großskaligen Batterie zwischen erneuerbarer Erzeugung und Elektrolyse. Es gibt verschiedene technische Möglichkeiten zur Speicherung von Wasserstoff: die Adsorption an Trägermaterialien, die Bildung von Metallhydriden, die Nutzung von unterirdischen Kavernen zur Druckgasspeicherung oder die Verflüssigung bei tiefkalten Temperaturen. Eine relativ einfache Möglichkeit ist die Speicherung in Druckgastanks. Dies wird bei wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen mit üblichen Druckklassen von 350 bar und 700 bar durchgeführt. Großskalig sind unterirdische Röhrenspeicher denkbar wie sie heute schon für die Speicherung von Erdgas eingesetzt werden. Solche Erdgasspeicher besitzen geometrische Volumina von mehreren 1000 m3 und sind für Drücke bis zu 100 bar ausgelegt. Die spezifischen Investitionskosten im Falle der Wasserstoffspeicherung liegen bei ca. 290 EUR/kg bezogen auf das nutzbare Arbeitsgas [24]. Sollte die geologischen Bedingungen eine Kavernenspeicherung möglich machen, können die Kosten dagegen im Bereich von nur 7 EUR/kg liegen. Es gibt verschiedene Möglichkeiten Elektrolyse, Wasserstoffspeicherung und Synthese prozesstechnisch zu integrieren. Denkbar sind eine starke Kompression nach der Elektrolyse und die Speicherung bei hohem Druck. Dadurch ist dann ein Überströmen zur Synthese möglich. Alternativ kann Wasserstoff auch direkt nach der Elektrolyse bei geringerem Druck gespeichert werden und dann vor der Synthese auf den Einlassdruck komprimiert werden. Es sind auch Mischkonzepte denkbar, bei denen ein mittlerer Speicherdruck angestrebt wird und dann sowohl vor als auch nach dem Speicher komprimiert wird. Generell ändert sich das Druckniveau im Speicher als Funktion des Ladezustands, sodass auch die Kompression daran angepasst werden muss. Aufgrund dieser verschiedenen Optionen, aus denen je nach Elektrolysedruck, Synthesedruck, Kapazität der Wasserstoffspeicherung und technischer Verfügbarkeit von Kompressoren ein geeignetes Konzept entwickelt werden muss, ist die Angabe allgemein gültiger

270     A. Tremel

Kennzahlen für eine konzeptionelle Betrachtung schwierig. Die theoretisch minimale Kompressionsarbeit für die Verdichtung von Wasserstoff von atmosphärischem Druck auf 250 bar beträgt 1,5 kWh/kg. Unter Berücksichtigung von realen Kompressionsverlusten steigt der Wert auf ca. 2,5 kWh/kg [25]. Es wird hier angenommen, dass jedes Wasserstoffmolekül einmalig von 10 auf 100 bar komprimiert werden muss. Dies kann vor oder nach der Speicherung stattfinden, oder auch in zwei Druckstufen. Als elektrischer Energiebedarf wird 2 kWh/kg angenommen. Es gibt kaum Daten für die großskalige Kompression von Wasserstoff. Generell kann aber bei Gaskompressoren beobachten werden, dass die spezifische Kosten mit zunehmender Verdichtergröße sinken. So betragen die spezifischen Kosten für einen Kompressor mit einer Leistung von 75 kW ca. 2500 US$/kW, bei einem System mit 4,5 MW sind es nur ca. 700 US$/kW [26]. Die Kompression von Wasserstoff ist generell ca. 20 bis 30 % teurer als die Kompression von Erdgas [26]. Es werden daher konservativ spezifische Investitionskosten von 1500 EUR/kW bei einer Referenzleistung von 1 MW angenommen. Die Größenabhängigkeit wird durch einen Skalierungsexponenten von 0,6 berücksichtigt. 2.5 Bereitstellung von CO2 Wie auch die Erzeugung von erneuerbarem Strom hängt die Bereitstellung von CO2 von lokalen Gegebenheiten ab. CO2 ist generell ein Abgas von Industrieanlagen bzw. ein Nebenprodukt bei Gärprozessen und ist daher aus vielen Punktquellen verfügbar. Dazu zählen fossile Kraftwerke, deren Betriebsdauer aufgrund der zunehmenden Installation von Photovoltaik- und Windkraftanlagen abnimmt. Es gibt aber auch sogenannte unvermeidbare CO2-Quellen aus Industrieprozessen, die auch bei einem Verzicht auf fossile Energieträger weiterhin auftreten. Dies ist z. B. die Zementproduktion, die bei der Kalzinierung von Kalkstein CO2 freisetzt. Pro Tonne Zement werden heute dabei ca. 0,6 t CO2 emittiert. Weitere Beispiele sind die Papierherstellung, die Müllverwertung, Brauereien, teilweise die Stahlherstellung oder auch in kleinerem Maßstab Biogasanlagen, die bei der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan hoch konzentriertes CO2 abgeben. Da die Prozesse im Detail unterschiedlich ablaufen und auch verschiedene Produktionsstandorte verschieden sind, sind allgemeingültige Aussagen für die Bereitstellung von CO2 schwierig. Die Wahl der geeigneten CO2-Quelle ist standort- und projektspezifisch. Somit können die Investitions- und Betriebskosten für die Bereitstellung von CO2 recht unterschiedlich sein. Rubin et al. [27] geben Anhaltspunkte für Abtrennungs- und Speicherkosten aus Abgasen. Repräsentative Gesamtkosten bei eher hohen CO2-Konzentrationen im Abgas (z. B. bei der Kohleverbrennung) liegen bei 35 EUR/ tCO2. Bei einem Abgas aus der Erdgasverbrennung mit niedrigeren CO2-Konzentrationen ist 57 EUR/tCO2 ein Mittelwert. Die Bereitstellung aus einem Zementwerk kann in Deutschland zu Kosten von 33 EUR/tCO2, in Island aufgrund niedrigerer Energiekosten sogar zu 17 EUR/tCO2 erfolgen [22]. Generell liegen damit die Gesamtkosten für CO2 im Bereich von 50 EUR/t oder darunter. Eine weltweit gleichermaßen verfügbare CO2 Quelle ist Umgebungsluft mit einer Konzentration von ca. 400 ppm. Es ist technisch möglich reines CO2 abzutrennen.

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    271

Der Prozessaufwand ist allerdings höher als bei der Abtrennung aus höher konzentrierten Punktquellen. Die CO2-Abtrennung aus Luft wird heute nicht großskalig durchgeführt, es gibt aber einige Entwicklungsansätze und Demonstrationsanlagen sind in Betrieb. Im Gegensatz zur Abtrennung aus Abgasen, bei denen Absorptionsprozesse z. B. mit Aminen als Absorptionsmittel eingesetzt werden, werden bei der Abtrennung aus Luft eher Adsorptionsprozesse bevorzugt. Als Nebeneffekt kann in manchen Verfahren auch Wasser als Co-Produkt aus der Luft abgetrennt werden und so für die Elektrolyse bereitgestellt werden. Aufgrund fehlender großskaliger Referenzen ist auch die Abschätzung von Kosten bzw. des Kostenpotenzials unsicher. Die American Physical Society hat 2011 ein Prozesslayout auf Basis eines Absorptionsverfahrens durchgeführt und gibt Kosten von ca. 420 EUR2011/tCO2 an [28]. Allerdings gibt es auch Kostenabschätzungen für innovative Abtrennverfahren, die im Bereich von 15 bis 50 US$/tCO2 liegen [29]. Kosten von 420 EUR/t scheinen eine konservative Annahme zu sein, wohingegen Kosten unter 50 US$/tCO2 optimistisch erscheinen, auch wenn dies durch zukünftig sehr geringe Energiekosten möglich sein könnte. Frontier Economics [22] nimmt heute Kosten von 145 EUR/t an, die dann in 2030 auf 102 EUR/t sinken und in 2050 weiter auf 100 EUR/t. Für die hier untersuchten Szenarien werden diese Werte übernommen, auch wenn heute CO2 aus Punktquellen kostengünstiger verfügbar ist.

3 Anlagendesign und -optimierung auf Basis fluktuierender erneuerbarer Energiequellen 3.1 Kurzbeschreibung des Optimierungsverfahrens Die Verfahrenskette zur Herstellung strombasierter Kraft- und Brennstoffe umfasst zunächst die Stromproduktion aus Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Elektrische Energie wird dann in der Elektrolyse zum Hauptprodukt Wasserstoff umgesetzt. In der chemischen Synthese wird dann CO2 als Co-Feed genutzt, um einen synthetischen kohlenstoffbasierten Energieträger herzustellen. Ein Wasserstoffspeicher zwischen Elektrolyse und Synthese erlaubt unterschiedliche Lastpunkte und eine unterschiedliche Betriebsstrategie von Elektrolyse und Synthese. Diese Verfahrenskette wird auch Power-to-Fuel genannt. In der konventionellen Anlagenauslegung für den stationären Betrieb würde die Elektrolyseleistung auf die maximale Erzeugungsleistung von PV und Wind und damit auf den maximalen Energieinput ausgelegt werden. Die Synthese würde dann diese maximale Wasserstofferzeugungsleistung aufnehmen und würde so dimensioniert werden. Da erneuerbarer Strom aber nur fluktuierend zur Verfügung steht, würde ein solches Anlagendesign zu sehr geringen Auslastungen der Komponenten und für die meiste Zeit zum Betrieb bei niedriger Teillast führen. Zudem müssten die Komponenten dem Erzeugungsprofil vollständig folgen. Dies führt dann zu hohen spezifischen Investitionskosten aufgrund der schlechten Anlagenauslastung und ist technisch aufgrund mangelnder Verfahrensflexibilität nicht möglich. Das gesamte Anlagendesign muss daher auf das fluktuierende Stromangebot und die technischen Komponentenlimitierungen ausgerichtet sein. Dies ist durch ein Optimierungsverfahren möglich und

272     A. Tremel

wird in [20] genauer beschrieben. Auch auf die Modellierung der Komponenten wird dort genauer eingegangen. Jede Anlagenauslegung benötigt Informationen zum erwarteten Stromerzeugungsprofil, zu Leistungs- und Kostendaten der einzelnen Komponenten, zur Integration und Interaktion der Komponenten und auch zu technischen Limitationen in der Prozesskette. Die Optimierungskriterien können unterschiedlich sein. So ist es möglich, eine Anlage auf den höchsten Wirkungsgrad und damit die größte Produktmenge zu optimieren. Dies bedeutet dann aber in der Regel hohe Investitions- und auch Produktionskosten. Naheliegender erscheint daher die Minimierung der Produktionskosten. Dies erfordert in der Optimierungsrechnung eine Abwägung zwischen Wirkungsgrad, Investitions- und Betriebskosten. Ergebnis ist dann ein konzeptionelles Anlagendesign und eine abgeleitete Betriebsstrategie, die zu den niedrigsten Produktionskosten des Zielprodukts führt. Generell ist das Verfahren auch auf die konzeptionelle Anlagenauslegung für den optimierten Betrieb nach einer zeitauflösten Strompreiskurve möglich. Eine Powerto-Fuel Anlage könnte ein Marktteilnehmer in einem integrierten Energiesystem sein und den Anlagenbetrieb auf die Stunden mit den niedrigsten Strompreisen ausrichten. Zusätzlich ist dann die Vermarktung von Energiesystemdienstleistungen möglich. Mehr Informationen können [20] entnommen werden. 3.2 Konzeptionelles Design für Power-to-Fuel Anlagen an verschiedenen Standorten Im Folgenden werden die Technologieparameter aus Kap. 2 auf die konzeptionelle Anlagenauslegung für verschiedene Standorte angewendet, um einen Überblick und Ausblick des Potenzials strombasierter Kraft- und Brennstoffe zu geben. Dies wird anhand der drei beschriebenen Szenarien und dreier Standorte mit sehr guten Wetterbedingungen durchgeführt. Winddaten aus Marokko (Atlantikküste) werden genutzt, da es sich hierbei um einen sehr guten Standort für Onshore-Wind handelt. Die Wüstenregion um Dubai ermöglicht viele Sonnenstunden und führt daher zu niedrigen Stromkosten aus Photovoltaik. Südaustralien bietet sowohl gute Sonnen- als auch Windbedingungen und ist daher ein Beispiel für eine gleichzeitige Nutzung von Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Im Referenzszenario 2020 wird von einer Anlagengröße von 50 MW bezogen auf die installierte Leistung an erneuerbarer Stromerzeugung ausgegangen. Dies könnte ein nächster Skalierungsschritt auf Basis der heutigen Pilotanlagen mit elektrischen Eingangsleistungen im einstelligen Megawattbereich sein. Mittel- und langfristig wird dann eine erneuerbare Stromerzeugungskapazität von 500 MW bzw. 1 GW angenommen. Die Finanzierungsbedingungen haben einen Einfluss auf die konzeptionelle Anlagenoptimierung, da verschiedene Kapitalkosten zu unterschiedlichen Gewichtungen der kapital- und betriebsgebundenen Kosten führen. Es wird für alle Anlagenteile eine finanzielle Lebensdauer (Abschreibungsdauer) von 20 Jahren angenommen. Für Photovoltaik und Windenergie wird ein Kapitalzins als gewichteter Durchschnitt aus dem Eigen- und Fremdkapitalkostensatz von 7 % angenommen.

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    273

Aufgrund der geringeren technischen Reife bei der Power-to-Fuel Anlage wird hier ein Kapitalzins von 8 % angenommen. Die angenommenen Investitionskosten aller Anlagenkomponenten sind als schlüsselfertig installierte Anlagenteile anzusehen, die jeweils schon die Anteile für die Anlagenplanung, -errichtung und Inbetriebnahme enthalten. Es wird auf die zusätzliche Berücksichtigung von weiteren Kosten wie z. B. Betreiberkosten, Steuern oder Versicherungen verzichtet. Diese sind sehr projektspezifisch und allgemein schwer abzuschätzen. In dieser Hinsicht ist daher die sich ergebene wirtschaftliche Beschreibung als optimistisch zu sehen. Als erstes Zwischenergebnis ergeben sich dann an den verschiedenen Standorten folgende Stromgestehungskosten. Man sieht, dass sich erst langfristig Stromgestehungskosten unter 2 ct/kWh ergeben. Dies liegt zum einen an den eher hohen hier angenommenen Kapitalkosten und zum zweiten daran, dass es weltweit sicher noch bessere PV- und Windstandorte gibt. Tab. 4.  Stromgestehungskosten auf Basis der Annahmen für die verschiedenen Standorte Jeweils in EURct/kWh Wind in Marokko PV in Dubai Wind in Australien PV in Australien

Referenzszenario 2020 3,0 3,6 3,2 3,8

Szenario „mittelfristig“ 2,4 2,4 2,6 2,6

Szenario „langfristig“ 2,2 1,8 2,3 1,9

3.2.1 Windenergie in Marokko.  Auf Basis des Winderzeugungsprofils ergibt sich eine Betriebsstrategie, wie sie in Abb. 8 am Beispiel des Monats Februar gezeigt ist. Es wird die stark fluktuierende Stromerzeugung deutlich. Die Elektrolyseanlage ist kleiner dimensioniert und folgt dann der erneuerbaren Erzeugung. Eine Abregelung der Windkraftanlagen in wenigen Stunden und damit das Verwerfen der elektrischen Energieerzeugung ist kostenoptimal. Es werden ca. 11 % der möglichen Stromerzeugung verworfen.

Abb. 8.  Anlagenbetrieb auf Basis von Windenergie in Marokko im Referenzszenario

274     A. Tremel

Der zwischengeschaltete Wasserstoffspeicher mit einer Speicherkapazität von ca. 33 h im optimierten Referenzfall ermöglicht einen kontinuierlicheren Betrieb der Synthese. Dennoch sind An- und Abfahrvorgänge die Regel. Im Referenzfall werden 66 GWh pro Jahr an Methanol erzeugt, was einer Menge von ca. 7,6 Mio. L Kraftstoff in Benzinäquivalenten entspricht. Dies wird dann durch die höhere erneuerbare Erzeugung im Szenario „mittelfristig“ auf 95 Mio. L, und im Szenario „langfristig“ auf 214 Mio. L erhöht. Zum Vergleich werden in Deutschland heute etwa 25 Mrd. L Benzin pro Jahr verbraucht. Eine derartige großskalige Powerto-Fuel Anlage könnte damit etwa 1 % des heutigen deutschen Benzinverbrauchs decken. Der Einfluss der Annahme einer flexibleren chemischen Synthese im Szenario „langfristig“ wird in Abb. 9 deutlich. Hier folgt die Synthese fast dem Betrieb des Elektrolyseurs. Der nötige Wasserstoffzwischenspeicher hat nur noch eine Speicherdauer von ca. 3 h. Durch die Flexibilität wird die chemische Synthese größer dimensioniert und besitzt eine geringere mittlere Auslastung. Diese Investitionskostennachteile werden aber durch die deutlich kleinere Wasserstoffspeicherkapazität überkompensiert.

Abb. 9.  Anlagenbetrieb auf Basis von Windenergie in Marokko im Szenario „langfristig“

3.2.2 Photovoltaik in Dubai. Die Solareinstrahlung im Sonnengürtel der Erde weißt eine relativ gleichmäßige tägliche Schwankung auf. Der Standort Dubai wird als Beispiel angenommen. Beim Betrieb einer Power-to-Fuel Anlage wird der Elektrolyseur typischerweise tagsüber betrieben, wie Abb. 10 am Beispielmonat Februar zeigt. Der Wasserstoffspeicher einer optimierten Anlagenkonfiguration besitzt eine Speicherdauer von ca. 22 h, so dass die Synthese nachts auch teilweise in Volllast weiterbetrieben werden kann. An weniger sonnenreichen Tagen, die nicht

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    275

Abb. 10.  Anlagenbetrieb auf Basis von Photovoltaik in Dubai im Referenzszenario

für eine vollständige Befüllung des Zwischenspeichers ausreichen, kommt es zum Teillastbetrieb oder Abfahren der Synthese. Es werden im Referenzszenario etwa 3,9 Mio. L Kraftstoff (Benzinäquivalent) erzeugt. Dies steigert sich auf ca. 98 Mio. L für die Leistung von 1 GW Photovoltaik im Szenario „langfristig“. Auch hier wird der Einfluss einer flexibleren Synthese deutlich und der Bedarf an Wasserstoffzwischenspeicherung sinkt auf 16 h. 3.2.3  Windenergie und Photovoltaik in Südaustralien. Südaustralien ist kein herausragender Standort für Windenergie oder Photovoltaik, besitzt aber für beide Technologien sehr gute Randbedingungen. Bei der konzeptionellen Anlagenauslegung wird die Anlage daher auf diesen Mix optimiert, wobei die relative installierte Leistung von Windenergie und Photovoltaik ein weiterer Optimierungsparameter ist. Für eine Gesamtleistung von 50 MW im Referenzszenario werden ca. 22 MW and Wind und ca. 27 MW an Photovoltaik installiert. Die optimierte Betriebsstrategie ist in Abb. 11 gezeigt. Es wird ein sehr großer Wasserstoffzwischenspeicher von 104 h gebaut und die Synthese wird nahezu in Grundlast betrieben.

Abb. 11.  Anlagenbetrieb auf Basis von Photovoltaik und Windenergie in Südaustralien im Referenzszenario

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Im Szenario „langfristig“ führt die Optimierungsrechnung zu einem Speicherbedarf von nur noch ca. 7 h. Dies zeigt zum einen den Einfluss einer höheren Betriebsflexibilität der Synthese aber auch den Einfluss geänderter Anlagenparameter (spezifische Investitionskosten, Komponentenwirkungsgrade, etc.) auf die Anlagenoptimierung. Auch das jeweils optimale Verhältnis von Windenergie und Photovoltaik ändert sich. Wird im Referenzfall noch ungefähr gleich viel an beiden Erzeugungstechnologien installiert, sinkt das Verhältnis von Wind zu PV im Szenario „mittelfristig“ auf 0,5 und im Szenario „langfristig“ auf 0,4. Dies liegt vor allem an den stärker fallenden Kosten der Photovoltaik (siehe Tab. 4). Im Referenzszenario werden ca. 5 Mio. L Benzinäquivalent, im Szenario „mittelfristig“ 59 Mio. L und im Szenario „langfristig“ 120 Mio. L produziert.

4 Wirtschaftliche Einordnung des zukünftigen Potenzials strombasierter Kraft- und Brennstoffe 4.1 Produktionskosten in den verschiedenen Szenarien Die Ergebnisse der konzeptionellen Anlagenauslegung werden nun zusammengefasst und diskutiert. Eine Kerninformation sind die zu erwartenden Produktionskosten strombasierter Kraft- und Brennstoffe. Diese sind in Abb. 12 zusammengefasst. Im Referenzszenario mit einem Zeithorizont von 2020 liegen die erwarteten Produktionskosten im Bereich von 2,5 EUR/l. Diese sinken auf den Bereich von 1,0 bis 1,5 EUR/l im Szenario „mittelfristig“ mit einem Horizont von 2025 bis 2030. Langfristig scheint ein Bereich von unter 1 EUR/l an allen hier analysierten Standorten möglich.

Abb. 12.  Produktionskosten von strombasierten Kraft- und Brennstoffen pro Liter Benzinäquivalent

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    277

Es wurde in allen Rechnungen die Gewinnung von CO2 aus der Umgebungsluft mit relativ hohen Kosten angenommen. Somit ist die Bereitstellung von CO2 ein gewisser Kostenfaktor. Sein Einfluss auf die Gesamtkosten ist in Abb. 13 gezeigt. Trotz der höchsten CO2-Kosten im Referenzszenario von 145 EUR/tCO2 ist der Anteil nur bei 10 bis 15 %. Das liegt an ebenfalls höheren Kostenannahmen der anderen Komponenten. Die CO2 Kosten fallen dann auf 100 EUR/tCO2 im Szenario „langfristig“; dennoch steigt ihr Anteil an den Gesamtproduktionskosten auf ca. 25 %. Dies liegt an den stärkeren Kostendegressionen bei den anderen Komponenten. Zum Vergleich ist auch jeweils der Anteil der kapitalgebundenen Kosten der Windenergie- und Photovoltaikanlagen gezeigt. Diese liegen im Bereich von 25 bis 40 %.

Abb. 13.  Anteile der kapitalgebundenen Kosten der Stromherstellung (Wind und PV) und der betriebsgebundenen Kosten der CO2-Bereitstellung an den Gesamtproduktionskosten

Die Bereitstellung von CO2 aus einer unvermeidbaren industriellen Quelle ist durchaus realistisch und die Kosten hierfür können deutlich niedriger liegen, siehe Abschn. 2.5 Nimmt man nun Kosten z. B. durch die Bereitstellung aus einem Zementwerk von 33 EUR/tCO2 an, wird der Einfluss der CO2 Kosten geringer und auch die Gesamtproduktionskosten sinken. Am Beispiel Marokko, liegen die Produktionskosten dann bei 2,10 EUR/l im Referenzszenario, bei 1,02 EUR/l „mittelfristig“ und bei 0,72 EUR/l „langfristig“. 4.2 Transportkosten von flüssigen Kraft- und Brennstoffen Der Transport von fossilen flüssigen Kraftstoffen findet heute über den Seeweg statt. Die spezifischen Transportkosten sind sehr gering und können mit ca. 0,06 EUR/ MWh pro 10.000 km Seeweg abgeschätzt werden [22]. Die Seedistanz von Nordafrika in die Nordsee beträgt ca. 3600 km, vom Nahen Osten sind es ca. 11.000 km und aus Australien ca. 20.000 km [32]. Skaliert man die Kosten linear mit der Entfernung

278     A. Tremel

ergeben sich als erste Abschätzung die spezifischen Transportkosten in Tab. 5. Generell sind die Transportkosten sehr gering im Vergleich zu den erwarteten Produktionskosten und können daher für eine erste konzeptionelle Betrachtung vernachlässigt werden. Tab. 5.  Transportkosten für Flüssigkraftstoff auf dem Seeweg nach Rotterdam Marokko Dubai Australien

Seeweg [km] Transportkosten [ct/L] 3600 0,2 11.000 0,6 20.000 1,1

4.3 Vergleich mit Marktpreisen flüssiger Kraft- und Brennstoffe Die Verbraucherpreise fossiler Kraft- und Brennstoffe setzen sich in Deutschland aus dem Einkaufspreis und einem Deckungsbeitrag zusammen, der Kosten für Transport, Lagerhaltung, Verwaltung, Vertrieb und die Kosten für die Beimischung von Biokomponenten enthält. Dazu kommen Mineralöl- und Mehrwertsteuer. Die Preiszusammensetzung für Superbenzin und Heizöl ist in Abb. 14 dargestellt.

Abb. 14.  Zusammensetzung des Verbraucherpreises für Superbenzin und Heizöl in Deutschland. (Mai 2018, www.mwv.de)

Der Einkaufspreis liegt bei beiden Produkten im Bereich von 50 ct/L. Seit 2010 schwankte dieser aufgrund unterschiedlicher Erdölpreise zwischen ca. 20 und 65 ct/L. Die Weltbank [33] geht von einem sehr stabilen Ölpreis auf heutigem Niveau bis 2030 aus, sodass auch langfristig keine signifikant höheren Einkaufpreise bei Benzin und Heizöl zu erwarten sind. Die Produktionskosten von strombasierte Kraft- und Brennstoffen werden daher langfristig über den Einkaufspreisen von fossilen Energieträgern liegen. Im Referenzszenario liegt ein Faktor 4 bis 5 dazwischen, im Szenario „langfristig“ immer noch einen Faktor von ca. 2. Nimmt man eine günstige CO2-Quelle an

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    279

und kommt damit dann zu Produktionskosten von 0,72 EUR/l (Abschn. 4.1), so liegen die Kosten immer noch ca. 1,5-mal höher als die fossile Referenz. Es gibt heute schon einen Markt für Biokraftstoffe, in dem höhere Preise erzielt werden. Der europäische Ethanolpreis betrug im letzten Jahr ca. 450 bis 600 EUR/m3, was ca. 0,65 bis 0,9 EUR pro Liter Benzinäquivalent entspricht. Auch dieser Preis schwankt und lag ein Jahr vorher bei ca. 0,95 EUR/l. Es ist somit denkbar, dass strombasierte Kraftund Brennstoffe ähnliche Produktionskosten erreichen wie Biokraftstoffe der ersten Generation. Allerdings sind die Produktionskosten im Referenzszenario deutlich höher. Nur eine mittel- und langfristige weitere Kostendegression bei Windenergie, Photovoltaik und vor allem bei den Kernkomponenten von Power-to-Fuel Anlagen kann eine Kostenparität bewirken. Es ist eher davon auszugehen, dass Biokraftstoffe der ersten Generation im Allgemeinen eher kostengünstiger sind als strombasierte Kraft- und Brennstoffe. Ausnahmen hierfür könnten Standorte mit außerordentlichen Wetterbedingungen, die über die hier getroffenen Annahmen hinausgehen, in Verbindung mit günstigen CO2-Quellen bieten. 4.4 CO2 Vermeidungskosten Im Vergleich zu Biokraftstoffen, besonders der ersten Generation, versprechen strombasierte Kraft- und Brennstoffe niedrigere Treibhausgasemissionen entlang der gesamten Produktions- und Nutzugskette (Abb. 5). Ein reiner Preis- bzw. Kostenvergleich erscheint daher nicht sinnvoll, um die Kosten zur Dekarbonisierung von Energiesystemen auf Basis dieser CO2 reduzierten Energieträger zu ermitteln. Die Frage sollte vielmehr lauten: Welcher Kraft- oder Brennstoff erlaubt die kostengünstigste Einsparung von Treibhausgasemissionen? Es werden daher CO2 Vermeidungskosten bei der Beimischung von Bioethanol mit der Beimischung eines strombasierten Kraftstoffs verglichen. Ausgangsbasis ist fossiles Benzin mit spezifischen Treibhausgasemissionen von 93 gCO2äq/MJ. Zudem werden aktuelle Werte von Bioethanol und die Ergebnisse aus den Szenarien „mittelfristig“ und „langfristig“ für die Berechnung herangezogen, siehe Tab. 6. Tab. 6.  Eingangsgrößen für die Berechnung von Treibhausgasvermeidungskosten Preis [EUR/l Benzinäquivalent] Benzin (fossil) Bioethanol e-fuel („mittelfristig“) e-fuel („langfristig“)

0,5 0,75 1,2 0,9

THG-Emissionen [gCO2äq/MJ] 93 60 8,5 8,5

Die errechneten CO2 Vermeidungskosten sind in Abb. 15 verglichen. Auf den ersten Blick fällt das allgemein hohe Niveau im Vergleich mit CO2 Emissionszertifikaten im europäischen Emissionshandel auf, die heute im Bereich von 5–25 EUR/tCO2äq liegen. Die schon heute durch die Beimischung von Bioethanol verursachten relativ hohen

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Kosten spiegeln die Herausforderung der Dekarbonisierung im Verkehrssektor wider. Es wird aber auch deutlich, dass strombasierte Kraftstoffe schon mittelfristig vergleichbare CO2 Vermeidungskosten erreichen können. Langfristig ist davon auszugehen, dass die Beimischung von strombasierte Kraftstoffen bzw. deren alleinige Nutzung der kostengünstigere Weg zur Dekarbonisierung flüssiger Kraft- und Brennstoffe ist.

Abb. 15.  Errechnete Treibhausgasvermeidungskosten flüssiger Kraftstoffe

5 Ableitungen und Empfehlungen 5.1 Chancen einer globalen Verknüpfung von Energiesystemen Die Analyse zeigt, dass es weltweit verschiedene Standorte gibt, an denen künftig die Stromerzeugung aus Sonne und Wind zu Preisen im Bereich von 2 ct/kWh möglich sein wird. Trotz der geografischen Vielfalt – Marokko, Dubai und Australien wurden als Beispiele gewählt – sind die erzielbaren Stromgestehungskosten vergleichbar. Das konzeptionelle Design der errechneten Power-to-Fuel Anlagen ist allerdings verschieden; die geeignete Wahl von Komponentengrößen und die geeignete Betriebsstrategien führen aber dann auch zu vergleichbaren Produktionskosten für strombasierte Kraft- und Brennstoffe. Der Schlüssel liegt daher in der gezielten Einbeziehung der standortspezifischen Erzeugungsprofile von Photovoltaik und Windenergie in die Anlagenauslegung. Da die Stromgestehungskosten generell in allen Szenarien den größten Teil an den Produktionskosten ausmachen, ist das Vorhandensein sehr guten Wind- und Solarbedingungen entscheidend zur kostengünstigen Herstellung. Zudem sind die Transportkosten flüssiger Energieträger vernachlässigbar selbst bei der Berücksichtigung globaler Transportwege. Es ist daher naheliegend die strombasierten Kraft- und Brennstoffe gezielt dort herzustellen, wo die besten Wetterbedingungen herrschen. Durch die Umwandlung in flüssige Energieträger wird der kostengünstige elektrische Strom nutzbar gemacht, selbst wenn es keinen Zugang zur elektrischen Netzinfrastruktur gibt. Es können somit auch entlegene Gegenden (Wüsten, Steppe, raue Küsten) genutzt werden. Durch die gute Lagerfähigkeit flüssiger Energieträger können diese dann auch zur großskaligen Energiespeicherung genutzt werden. Es können

Strombasierte Kraft- und Brennstoffe als Verknüpfung …    281

s­aisonale Wetterschwankungen bzw. Nachfrageschwankungen ausgeglichen werden und es ist auch die Vorhaltung von strategischen Reserven auf Basis erneuerbarer Energie einfach möglich. Die Chance besteht daher in der Verknüpfung globaler Energiesysteme. Gegenden mit sehr guten Wetterbedingungen haben einen strategischen Vorteil zur Produktion von strombasierten Kraft- und Brennstoffen und haben die Möglichkeit lokaler Wertschöpfung und Energieexport. Länder, die heute in großem Maße von Energieimporten abhängig sind (z. B. Deutschland, Japan), die Dekarbonisierungsziele verfolgen und bei denen eine in großem Maße inländische Bereitstellung von erneuerbarer Energie zu großen technischen (fluktuierende Erzeugung) und gesellschaftlichen Herausforderungen (Akzeptanz, Flächenkonkurrenz) führen würde, könnten somit auf Windenergie und Photovoltaik an weltweiten Standorten zugreifen. 5.2 Was bedarf es zur Implementierung? Strombasierte Kraft- und Brennstoffe besitzen das Potenzial eine kostengünstige Möglichkeit zur Dekarbonisierung flüssiger Kraft- und Brennstoffe zu sein und damit im großen Maße zur Dekarbonisierung des Schwerlast-, Luft- und Seeverkehrs beizutragen. Zudem sind sie eine Optionen zur Dekarbonisierung des Gebäude- und Industriewärmesektors, wenn elektrisch betriebene Wärmepumpen oder die direkte elektrische Beheizung aus technischen oder sonstigen Gründen nicht zur Anwendung kommen können. Das hier vorgestellte konzeptionelle Design von Power-to-Fuel Anlagen für weltweit verschiedene Standorte und die Ableitung möglicher Produktionskosten zeigen, dass mittelfristig gleiche CO2 Vermeidungskosten wie bei der Verwendung von Biokraftstoffen erreicht werden können und es langfristig deutlich günstiger wird. Die Analyse zeigt aber auch, dass im Referenzszenario, das heutige technische Randbedingung aufnimmt und nur 1 bis 2 Jahre in die Zukunft blickt, die Produktion von e-fuels deutlich teurer ist. Die Haupttechnologien Elektrolyse und chemische Synthese befinden sich im Pilotmaßstab und es werden Anlagen im einstelligen Megawattbereich erprobt. Was ist daher nötig, um die Power-to-Fuel Technologie weiter voranzutreiben? Zum einen müssen regulatorische Randbedingungen geschaffen werden, die eine wirtschaftliche Produktion und Anwendung von e-fuels ermöglichen. Es müssen Marktanreize geschaffen werden, um eine Markteinführungsphase zu ermöglichen. Instrumente könnten Steuerermäßigungen bzw. -befreiungen sein, wie sie auch bei der Einführung von Biokraftstoffen in Deutschland der Fall waren. Es sind auch spezifische Beimischquoten denkbar. Aus technologischer Sicht ist ein weiterer Skalierungsschritt notwendig, um dann mittelfristig großskalige kommerzielle Anlagen zu ermöglichen. Dieser Skalierungsschritt umfasst Demonstrationsanlagen, die deutlich größer als die heutigen Pilotanlagen sind. Sie könnten in der Leistungsklasse 10 bis 50 MW liegen. Diese Anlagengröße dient zum einen zur technologischen Demonstration der Verfahrenskette gerade bei der Einspeisung fluktuierender Energiequellen. Zum anderen resultieren sie in einem Vertrauensgewinn in die Technologie durch mögliche Investoren, Technologieentwickler, Anlagenbetreiber oder Kraftstoffabnehmer.

282     A. Tremel

Regulatorische Marktanreize und größerskalige Demonstrationen sollten sich nach Möglichkeit gegenseitig ergänzen, sodass der regulatorische Rahmen auf Basis von Erkenntnissen kontinuierlich angepasst werden kann. Zum anderen würden Demonstrationsprojekte klare Hinweise geben, wie der frühe Markt am besten bedient werden kann und welche Technologien in welchem Maß spezifisch weiterentwickelt werden müssen.

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Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung aus organischen Rest- und Abfallstoffen sowie NONFOOD-NawaRo Ergun Çehreli(*) und Arno Schneider KSW Bioenergie GmbH, Siebengebirgsblick, 28, 53343 Wachtberg, Deutschland [email protected]

1 Aktuelle Situation Die Versorgung mit Energie hat sich für alle Gesellschaften bereits seit den antiken Überlieferungen als ein zentrales Problem entwickelt. Galt noch bis vor kurzem die Höhe des Energieverbrauches als Maßstab für den Wohlstand und die Leistungsfähigkeit einer Volkswirtschaft, so wissen wir heute, dass dies nur in sehr eingeschränktem Maße richtig ist. Für Unternehmen erweist sich der intelligente, rationelle Umgang mit Energie immer mehr als langfristiger Marktvorteil. Dabei ist die immer größer werdende Notwendigkeit, fossile Energiequellen durch sog. „Erneuerbare Energien“ (EE) nachhaltig zu ersetzen, bei objektiver Betrachtung unbestritten. Die Veränderungen des durch Emissionen aus der Verbrennung fossiler © Springer-Verlag GmbH Deutschland, ein Teil von Springer Nature 2019 W. Maus (Hrsg.): Zukünftige Kraftstoffe, ATZ/MTZ-Fachbuch, S. 284–304, 2019. https://doi.org/10.1007/978-3-662-58006-6_14

Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung …     285

Energieträger verursachten Klimawandels sind deutlich messbar und sehr offensichtlich. Zudem ist fossile Energie endlich und somit nur noch begrenzte Zeit verfügbar. Wir erleben zurzeit die Wende hin zu einer neuen ökologisch-ökonomischen Wirtschafts- und Industrie Struktur. Die Zukunft von Unternehmen und Kommunen ist also auch nach entsprechenden Planungskriterien zu gestalten. Die bisherige Entwicklung der CO2-Neutralen, nachhaltigen Energieerzeugung gibt jedoch aktuell wenig Anlass für Optimismus, da, auch in Ermangelung geeigneter Technologien, weltweit hauptsächlich volatile Stromerzeugungssysteme wie Windenergie oder Solarstrom ausgebaut werden. Diese allein sind jedoch nicht geeignet, gesichert Strom zu erzeugen. Daher müssen Kohle- und Gaskraftwerke die Stromversorgung weiterhin sicherstellen, mit allen damit einhergehenden Nachteilen. Der erreichbare CO2-Einspareffekt der „sauberen“ Stromerzeugung sinkt dadurch signifikant. Dies vorausgesetzt, müssen schnellstmöglich und in einem viel größeren Ausmaß die schier unerschöpflichen Potenziale von Biomasse sowie von kohlenstoffhaltigen, organischen Rest- und Abfallstoffen zur Erzeugung von Nutzenergie eingesetzt werden. Der sinnvollen und effizienten Nutzung dieses Potenzials stehen allerdings die derzeit beschränkten technischen Verfahren entgegen. Auch die bislang entwickelten Speichermöglichkeiten sind bei weitem noch nicht ausreichend und werden voraussichtlich in absehbarer Zeit die erforderlichen Kapazitäten, auch hinsichtlich der Rohstoffversorgung, nicht bereitstellen können. Technologische Grundprinzipien, Fragen zur Ressourcen Verfügbarkeit und zu den wachsenden ökologischen Auflagen werden untrennbar miteinander verknüpft. Diese Herausforderung, die Unternehmen und Kommunen energetisch neu zu optimieren, erfordert gegenüber dem gewohnten Handeln ein Vielfaches an Ingenieurengagement und Ideenreichtum. Dabei ist das Ziel, Technologien zur CO2-Einsparung wirtschaftlich zu realisieren, bereits nach heutigen Kostenstrukturen für Primärenergie, Strom, Wasser, Abfallentsorgung und Abwasser ein, im Regelfall, leicht erreichbares Ziel. In diesem Beitrag werden wir u. a. ein für die weltweite Energiewende geeignetes Verfahren und ein darauf basierendes regionales Ent- und Versorgungskonzept vorstellen. Das KSW-Verfahren® ist eine dezentrale Technologie, das aufgrund der GrundlastEigenschaften und der Lastregelfähigkeit den sinnvollen Einsatz von Wind und Solarenergie erst möglich macht und sicherstellt, dass deren CO2-Einsparpotenzial voll ­ausschöpft werden kann.

2 Erneuerbarer Energien Unter dem Begriff „Erneuerbare Energien“ lassen sich grundsätzlich vier Hauptenergiequellen aufzeigen: Wind – Solar – Hydroenergie – Biomasse. Wie bereits im vorherigen Abschnitt beschrieben, ist derzeit ein großer Nachteil der aktuellen Erzeugung von erneuerbaren Energien die volatile Stromerzeugung aus Wind und Solar, die den weiteren Betrieb von Fossilen Kraftwerken erforderlich macht und damit die positive Klimabilanz erheblich schmälert (Abb. 1).

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Abb. 1.  Nettostromerzeugung in Deutschland (Quelle: www.energy-charts.de, Fraunhofer ISE)

3 Bioenergieerzeugung aus nachwachsenden Rohstoffen sowie organischen Rest- und Abfallstoffen 3.1 Grundsätzliches Bioenergie ist Energie in Form von Strom, Wärme/Kälte und Kraftstoffen, die aus nachwachsenden oder organischen Rest- und Abfallstoffen gewonnen wird. Die Biomasse ist die älteste Form der Nutzung von Erneuerbaren Energien. Mit dem ersten, von Menschen genutzten Feuer fing es an. Sie ist die mittelbare Nutzung von gespeicherter Sonnenenergie, die vorher für das Wachstum der Pflanze genutzt wurde. Es gibt verschiedene Formen der Biomassenutzung. 3.2 Nachwachsende Rohstoffe Nachwachsende Rohstoffe sind land- und forstwirtschaftliche erzeugte Produkte, die nicht als Nahrungs- oder Futtermittel Verwendung finden, sondern stofflich oder zur Erzeugung von Wärme, Strom oder Kraftstoffe genutzt werden, so die Definition des FNR Fachagentur Nachwachsender Rohstoffe. Die Elementaranalyse, besonders der Kohlenstoffgehalt, zeigt das Potenzial an thermischer und stofflicher Nutzung eines Stoffes auf. Am meisten verbreitet ist in Deutschland Biogas ist mit über 9000 Anlagen in 2017 (www.statista.de). Ein wesentlicher Vorteil hiervon ist die Regelbarkeit der Stromerzeugung. Dem gegenüber stehen jedoch massive Umweltnachteile bei der Herstellung von Mais und in Form von festen und flüssigen Gärresten mit hoher Stickstofffracht und potenziell pathogenen Keimen (Abb. 2).

Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung …     287

Abb. 2.  Baum und Natur

3.3 Biogene Rest- und Abfallstoffe Biogene Reststoffe sind Abfallprodukte, die primär oder sekundär aus biologischen Prozessen stammen. Sie umfassen u. a. landwirtschaftliche Abfälle vom Stroh bis zum Mist, Abfälle aus der Papier-wirtschaft, der Lebens- und Genussmittelindustrie, Klärschlamm, Gärreste aber auch z. B. Hausmüll.

4 Das Potenzial Das gesamte Potenzial von weltweiter Biomasse aufgrund der differenten akademischen Bewertungssysteme nur sehr schwer einzuschätzen. Daher beziehen wir uns auf naturwissenschaftliche Publikationen, die sich mit dem Biomassepotenzial eingegrenzter Ökosysteme befassen [1] und durch den besseren Zugang für Menschen (z. B. Wald), genauere Ergebnisse liefern. Bei globaler Betrachtung kann gesagt werden, dass die jährlich allein in den Wäldern zuwachsende Biomasse das 25-fache der Energie des jährlich geförderten Erdöls enthält [2] (Abb. 3).

288    E. Çehreli und A. Schneider

Abb. 3.  Arten von Biomassepotenzialen [3]

Das theoretisch nutzbare Biomassepotenzial der Erde entspricht, je nach Schätzung, einem Energieinhalt von bis zu 2900 Exajoule auf Land und etwa 1000 Exajoule in Gewässern und Meeren. Mit den heute bekannten Technologien könnten technisch jährlich ca. 1200 Exajoule genutzt werden [4]. Manch technisch nutzbares Potenzial ist jedoch, zumindest mit den bislang bekannten Verfahren, ökonomisch nicht sinnvoll. Daher ist die Menge von ca. 800 Exajoule im Jahr als ökonomisch sinnvolle Verwertung zu betrachten. Jedoch übersteigt auch diese Menge den weltweiten Verbrauch an Primärenergie (fossile Energieträger, Nuklearenergie, erneuerbare Energien) im Jahre 2015 (ca. 570 Exajoule) [5] um nahezu das Anderthalbfache (Abb. 4).

Abb. 4.  Primärenergieverbrauch in Deutschland

Weitere Potenziale ergeben sich aus den biogenen Rest- und Abfallstoffen. So entspricht z. B. die gesamte pflanzliche Nahrungsmittelerzeugung (Netto Ernährung) weltweit einer Energie von ca. 20 Exajoule. Mit einer Masse von ca. 2 Gigatonnen pro Jahr beträgt die theoretisch erschließbare Energie aus den, für die Nahrung nicht

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verwertbaren, Nebenprodukten von z. B. Getreide, Reis, Zuckerrohr, etc., ca. 65 Exajoule, die derzeit nicht nur nicht genutzt, sondern i. d. R. umweltschädlich verbrannt werden. Hiervon sind ca. 40 Exajoule pro Jahr energetisch nutzbar [4]. Zusätzlich zu den nachwachsenden Rohstoffen kommen Rest- und Abfallstoffe. Als Beispiel ist hier Siedlungsabfall mit einer jährlichen Menge von ca. 1300 Mio. t. Hier ist bis zum Jahre 2025 mit einem Zuwachs auf über 2000 Mio. t zu rechnen [6].

5 Die bisherige Nutzung – Neue Technologien sind erforderlich Aus Ermangelung an geeigneten Technologien bleibt derzeit ein großes Potenzial an Biomasse sowie organischen Rest- und Abfallstoffen ungenutzt. Ein sinnvolles Verfahren zur Unterstützung der weltweiten Energiewende sollte u. a. folgende Eigenschaften aufweisen: – Dezentrales Anlagenkonzept – zur Ausschöpfung der gesamten erzeugten Energie und Vermeidung von Netzverlusten beim Stromtransport. – Kombinierte und variable Erzeugung Strom, Wärme sowie CO2-neutralen Kraftstoffen zur Dekarbonisierung. – Systemischer Lösungsansatz ohne schädliche Emissionen und Reststoffen – zur Vermeidung von zusätzlichen Umweltproblemen (z. B. Gärreste von Biogasanlagen oder Rauchgasemissionen bei Müllkraftwerken). – Wirtschaftlichkeit und hohe Effizienz – für eine schnelle, weltweite Verbreitung müssen die Projekte attraktiv für Investoren sein.

Abb. 5.  Motorenhalle mit elektrostatischem Staubfilter und Schornstein

290    E. Çehreli und A. Schneider

– Robuste Technologie  – bekannte und bewährte Komponenten erhöhen die Betriebssicherheit und damit auch den wirtschaftlichen Betrieb. – Einsatz von allen nachwachsenden Rohstoffen sowie organischen Rest- und Abfallstoffen in einer definierten Region zur Herstellung von lokalen, bedarfsangepassten Produkten wie Strom, Wärme/Kälte und Biokraftstoffen – zur Vermeidung von z. B. „Abfalltourismus“ sowie unnötigem Energie- und Transportaufwand sollte das Einsatzmaterial aus einer wirtschaftlich vertretbaren Entfernung zur Anlage stammen und z. B. die erzeugte thermische Energie in einem engen Umkreis genutzt werden. – Nahezu CO2-neutrale Gesamtbilanz – durch ein dezentrales Anlagenkonzept sowie einem regionalen Ent- und Versorgungskonzept wird ein weitgehend direkter CO2-Kreislauf ermöglicht und dadurch die CO2-Bilanz erheblich verbessert (Abb. 5).

6 Das KSW-Verfahren® 6.1 Einleitung Die KSW Bioenergie GmbH hat als Technologie- und Projektentwickler im Bereich der Verwertung von biogenen Rest- und Abfallstoffen ein zweistufiges thermochemisches Verfahren (KSW-Verfahren®) entwickelt, das am 06.10.2011 als nationales und internationales Patent eingetragen wurde. Es umfasst den gesamten Prozessverlauf von der Aufbereitung des Rohstoffes bis zur Erzeugung und Abgabe von elektrischer und thermischer Energie sowie CO2-Neutrale Kraftstoffen der zweiten Generation. Ziel des Verfahrens ist die hocheffiziente, zweistufige Konversion von organischen Rest- und Abfallstoffen zu Nutzenergie. Hierzu werden im Rahmen von jeweils regional angepassten Ent- und Versorgungskonzepten alle Arten von organischen Materialien aus einem definierten Entsorgungsbereich eingesetzt. Diese können z. B. der organische Anteil von Hausmüll, Klärschlamm oder biogene Abfallströme aus der Land- und Forstwirtschaft, bis hin zum Inhalt der „Biotonne“, sein. Bei Verwendung von „Biomasse“ wird ausschließlich organisches NONFOOD-Material eingesetzt, das für die menschliche oder tierische Ernährung nicht geeignet ist. In dem KSW-Verfahren® können nahezu alle kohlenstoffhaltigen, organischen Materialien genutzt werden. Eine Liste mit möglichen Einsatzstoffen ist weiter unten im Text zu finden. Die Umsetzung des KSW-Verfahrens® geschieht in dezentralen Anlagen mit einer elektrischen Leistung zwischen 5,0 und 50,0 MWel pro Linie sowie einem hohen elektrischen Systemwirkungsgrad von über 40 %. Neben regelbarer elektrischer Energie sowie Wärme und Kälte über 8000 h pro Jahr, können aus dem „grünen“ Synthesegas der Vergasungsstufe auch Grundstoffe für die chemische Industrie, z. B. Bio-Methanol und Bio-DME (Dimethylether), sowie lagerlagerfähige CO2-neutrale Kraftstoffe, wie z. B. Bio-Benzin oder Bio-OMEx (Polyoxydimethylenether) als Dieselersatz oder -additiv, erzeugt werden. Da eine sehr große Anzahl von Materialien organischen Ursprungs im KSW-Verfahren® eingesetzt werden können, wird dieser Prozess der Bio-Fuel-Herstellung KSW-intern kurz „OtL“ (Organics to Liquid) genannt (Abb. 6).

Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung …     291

Abb. 6.  Das KSW-Verfahren®

Durch das dezentrale Anlagenkonzept und die hohe Flexibilität auf jeweils der Rohstoff- und der Produktseite hat das KSW-Verfahren® das Potenzial, einer der wesentlichen Bausteine der weltweiten Energiewende zu werden. Maßgeblich hierfür sind die hohe Verfügbarkeit von über 8000 h im Jahr sowie die Stromnetz stabilisierende Eigenschaft, die durch große rotierende Massen sichergestellt wird und ausgleichend auf die sehr volatile Stromerzeugung durch Wind und Photovoltaik wirkt. Dadurch kann die Abschaltung von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerken beschleunigt werden. Ein weiterer wesentlicher Vorteil des KSW-Verfahrens® ist im Verbund mit volatiler Stromerzeugung ist auch die schnelle Lastregelbarkeit (Abb. 7). Das technische Konzept wurde durch umfangreiche Versuche beim CUTEC Institut der TU Clausthal-Zellerfeld sowie im Technikum eines renommierten deutschen Herstellers von Drehrohröfen bestätigt. Zu den Partnerunternehmen der KSW Bioenergie GmbH gehört u. a. MAN Diesel & Turbo, das mit dem Zweitakt-Dual-Fuel-Schiffsdieselmotor die Kerneinheit unseres Energiewerks liefert. Das KSW-Verfahren® wurde von Fachleuten namhafter Anlagenbauunternehmen sowie vom Fraunhofer Institut In Magdeburg intensiv geprüft und positiv bewertet.

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Abb. 7.  MAN 7L35, 4,3 MWel

6.2 Das Prinzip des KSW-Verfahrens® Das KSW-Verfahren® ist ein Lösungskonzept, in dem durch die Kombination von Bioenergiewerk und Bioraffinerie (OtL – „Organics to Liquid“) mit hybrider Energieproduktion die Effizienz und Wirtschaftlichkeit der Gesamtanlage signifikant gesteigert wird. Dabei kommen ausschließlich bekannte Technologien und Komponenten zum Einsatz. Diese sind i. d. R. seit vielen Jahren Stand der Technik und haben sich hundertfach im industriellen Einsatz bewährt. Dadurch ist eine hohe Betriebssicherheit gewährleistet. Der wesentliche Unterschied zu anderen Systemen liegt in der Kerneinheit des KSW-Verfahrens®, dem Zweitakt-Schiffdieselmotor. Dem Umstand, dass dieser Motor als einziges Aggregat weltweit dauerhaft und nachhaltig Pyrolyseöl als Brennstoff nutzen kann, ist es zu verdanken, dass das KSW-Verfahren® entwickelt und patentiert werden konnte. Dadurch können, wie weiter oben beschrieben, Störstoffe (z. B. kondensierbare Bestandteile in Biomasse) kontrolliert aus dem System entfernt und energetisch sinnvoll genutzt werden. Dies ermöglicht die Nutzung von einer sehr breiten Palette an Einsatzstoffen und macht das Verfahren in dieser Hinsicht extrem flexibel. Das KSW-Verfahren® ist auch auf der Produktseite mit einer hohen Flexibilität konzipiert. So ist es z. B. möglich, projektspezifisch und entsprechend den wirtschaftlichen und lokalen Vorgaben, das erzeugte Synthesegas ausschließlich zur Produktion von Methanol/DME/OMEx zu verwenden.

Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung …     293

So können z. B. aus regionalem Hausmüll erzeugtes OME – es verbrennt im Motor rußfrei und Stickoxid reduziert – zum Betrieb der kommunalen Fahrzeuge dienen und damit die innerstädtische Luftverschmutzung vermeiden. Aus dem gleichen Grund können auch in einer zweiten Dezentralisierungsstufe sog. Mikro-BHKW in innerstädtischen kommunalen oder öffentlichen Gebäuden betrieben und zu einem Smart-Grid zur Regelung des Stromnetzes werden. Die Möglichkeiten sind hier sehr vielfältig (Abb. 8).

Abb. 8.  Das KSW-Verfahren® - CO2-neutrale Ent- und Versorgung

Auch können aufgrund dieses modularen Anlagenkonzeptes spätere Erweiterungen oder -änderungen problemlos durchgeführt werden. Diese Flexibilität schafft eine hohe Zukunftssicherheit. 6.3 Innovative Aspekte Die Vergasung von Biomasse ist bekannt und Stand der Technik. Alle bekannten und praktizierten Varianten der Biomasse- und Kohlevergasung haben jedoch das gemeinsame Problem der „Teerbildung“ durch leicht kondensierende Kohlenwasserstoffe im Synthesegas. Diese Teere kondensieren unterhalb einer Temperatur von ca. 300 °C ungewollt und unkontrolliert an den kalten Stellen im System. Insbesondere bilden sich Teerablagerungen in Rohrleitungen und Wärmetauschern und führen zu massiven Störungen im Betriebsablauf. Daher ist die Nutzung des Synthesegases als Brennstoff in schnelllaufenden Viertakt-Motoren i. d. R. mit großen Problemen behaftet, weil sich Restteere ebenfalls im Ladeluftkühler, Turbolader, etc. ablagern und zu Funktionsstörungen führen können.

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Im KSW-Verfahren® sind die Prozessstufen Pyrolyse und Vergasung räumlich getrennt und können daher voneinander unbeeinflusst mit den jeweils optimalen Prozessbedingungen betrieben werden. Durch die Trennung können nun die Teere kontrolliert kondensiert werden. Dies geschieht nach der Pyrolysestufe. Das Pyrolysegas wird in einer s. g. Quenche abgekühlt. Dabei werden die kondensierbaren Bestandteile („Teere“) zu Pyrolyseöl umgewandelt. Zur Vergasung steht der im Pyrolyseprozess aus der Biomasse extrahierte Kohlenstoff in Form von Koks mit einem Kohlenstoffgehalt von >85 % zur Verfügung. Dieser wird, nunmehr befreit von den kondensierbaren Bestandteilen, unter Einsatz von Wasserdampf und Sauerstoff zu hochwertigem Synthesegas umgewandelt. Da die in beiden Stufen freiwerdende Abwärme im Gesamtverfahren sinnvoll verwendet werden kann, hat diese Konstellation positive Auswirkungen auf den thermischen Wirkungsgrad des Gesamtverfahrens sowie die Betriebssicherheit im späteren Dauerbetrieb. Ein besonderer Fokus im KSW-Verfahren® liegt auf der Aufbereitung der einzelnen Stoffströme, die als Energieträger in weiteren Prozessschritten genutzt werden. So wird das Einsatzmaterial, in Deutschland vorzugsweise Biomasse aus Landschaftspflegemaßnahmen sowie Ast- und Strauchschnitt, so aufbereitet, dass der anschließende Pyrolyseprozess optimal durchgeführt werden kann. Genauso ist die Aufbereitung des Pyrolyseöls über Separatoren und Homogenisator zu Brennstoff für den Motor von vitaler Bedeutung für den störungsfreien Betrieb des Motors. Auch die hier eingesetzte Technologie ist von robuster Beschaffenheit und schon viele tausend male im technischen Einsatz. Die Aufbereitung des Synthesegases zu Brenngas für den Motor erfolgt in mehreren Kühlungs- und Reinigungsstufen. Eine weitere wesentliche Anwendung für das Synthesegas ergibt sich aus der Möglichkeit der dezentralen Erzeugung von Methanol/DME/OMEx („OtL“). Das KSW-Verfahren® besteht aus 10 Betriebseinheiten. Jede Betriebseinheit bildet eine in sich abgeschlossene Verfahrensstufe. Die wesentlichen Einheiten sind: a. Aufbereitung und Konditionierung des Einsatzmaterials Zerkleinerung des Einsatzmaterials auf die prozessoptimale Korngröße, Abtrennung von Störstoffen und Trocknung mit der Niedertemperatur-Kühlung des Motors. b. Pyrolyse Konversion des aufbereiteten organischen Einsatzmaterials mittels Pyrolyse im Drehrohrofen zunächst zu zwei Primärprodukten (Pyrolysegas, Pyrolysekoks) und anschließend zu drei Sekundärprodukten (Pyrolyseöl, Permanentgas, Synthesegas). Dabei wird das Pyrolysegas in einer Quenche kondensiert und zu Pyrolyseöl zum Einsatz im Motor und zu Permanentgas zur Nutzung in der Brennkammer umgewandelt. c. Vergasung Vergasung des Pyrolysekokses (C-Fix) in einem stationären Wirbelschichtvergaser mit Sauerstoff und Dampf zu hochwertigem Synthesegas d. Bio-Fuel Produktion (Organics to Liquid – OtL) Herstellung von Bio-Methanol, Bio-DME und/oder Bio-OMEx aus dem Synthesegas

Konzepte für die nachhaltige und CO2-neutrale Energieerzeugung …     295

e. Stromerzeugung Erzeugung von Strom mit einem Generator, der durch einen mit dem aufgearbeiteten Pyrolyseöl sowie dem erzeugten Synthesegas betriebenen Zweiertakt-Dual-Fuel-Schiffsdieselmotor angetrieben wird. f. Dampfkreislauf zur Nutzung der Abwärme aus dem gesamten System. 6.4 Aufbereitung und Konditionierung des Einsatzmaterials Jeder dem System zugeführte Brennstoff wird unter spezifischen Bedingungen gelagert und für den folgenden Prozess optimiert und konditioniert. So wird z. B. Biomasse in Form von Waldrestholz und Landschaftspflegematerial in einer Länge von max. 300 mm und einem Wassergehalt von max. 35 % mit LKW angeliefert und nach Wiegung sowie einer ersten Sichtung in einem durchlüfteten Bereich gelagert. Von hier wird sie einem Prallreaktor zugeführt, in dem die Zerkleinerung und Konditionierung erfolgt. Dabei werden auch Fremdstoffe abgetrennt. Die so aufbereitete Biomasse wird in einem Trockner auf