Aktuelles aus der Forschung:Treibstoffe aus Biomasse

Biomasse zählt zu den viel diskutierten Energieträgern bei der Entwicklung alternativer Treibstoffe. Zur Herbstarbeitstagung des Deutschen Verbands Flüssiggas stellte Dr. Mario Mocker vom ATZ Entwicklungszentrum, Sulzbach-Rosenberg, – ein Institut, das wirtschaftsnahe Konzepte und Verfahren zur Bereitstellung und zum Einsatz von Energie, Rohstoffen und Materialien entwickelt –, strategische Konzepte für die Herstellung von Treibstoffen aus Biomasse vor.

Dr. Mario Mocker, ATZ Entwicklungszentrum, Sulzbach-Rosenberg.

ROHSTOFFKNAPPHEIT UND KLIMAWANDEL
So lauten die Parameter, die das Ende des erdölbasierten Mobilität kennzeichnen. Der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) in Hannover zufolge reichen die konventionellen Erdölreserven (also die Menge, die bekannt ist und die wirtschaftlich und technisch gefördert werden kann) bei dem derzeitigen Verbrauch von 3,9 Gt/Jahr für die nächsten 41 Jahre. Etwa zwei Drittel davon befinden sich im Nahen Osten, allen voran in Saudi-Arabien, wo rund 36 Gigatonnen vermutet werden. Der Rest verteilt sich auf den Iran, den Irak, Kuwait und die VAE, Russland, Libyen, Venezuela, Nigeria und Kasachstan. Lagerstätten innerhalb Europas können in diesem Zusammenhang unbesorgt vernachlässigt werden; die 0,04 Gigatonnen beispielsweise, die schätzungsweise in Deutschland noch vorhanden sind.

Ölreserven. © Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) in Hannover.

Als erwiesen gilt, dass die Verbrennung von Erdöl zu einem langsamen Ansteigen der globalen Durchschnittestemperatur führt. Die Szenarien schwanken zwischen 0,6 °C (bei einer konstanten Jahr-2000-Konzentration) bis hin zu 4,6 °C im „schlechtesten“ Fall. Dem zu begegnen, ist das Hauptanliegen des Klimaschutzes. Denn neben der Verbrennung von Erdöl gibt es weitere Möglichkeiten, Treibstoffe zu erzeugen. Neben Pyrolyse (einem Prozess, der auch als Entgasung bezeichnet wird) und Vergasung sind das im Bereich der biogenen Rohstoffe die Methangärung, die alkoholische Gärung sowie das Pressen und anschließende Verestern energiereicher Pflanzen.

BIOMASS-TO-LIQUID (BTL)
Die Vergasung von Biomasse ist grundsätzlich zur Herstellung von Flüssiggas geeignet. Durch eine anschließende Gasaufbereitung entsteht ein Synthesegas, das sich in einem definierten Verhältnis aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid zusammensetzt. Das Synthesegas lässt sich zum einen nach der Fischer-Tropsch-Synthese weiter behandeln. Das führt zu einem Kraftstoff, der fossilen Kraftstoffen ähnelt und als Treibstoff genutzt werden kann (BtL bzw. Biomass to Liquid). Daneben entstehen Wachs, Naphtha sowie C3- und C4-Kohlenwasserstoffe, also Flüssiggas – allerdings immer nur zu bestimmten Anteilen. Flüssiggas ist auch hier immer nur ein Nebenprodukt in einem breiten Produktspektrum – ganz genau so, wie bei der Erdöldestillation auch.

Dimethylether (DME) als Treibstoff
Für die weitere Aufbereitung des Synthesegases gibt es aber noch einen zweiten, Dr. Mockers Ansicht nach viel erfolgversprechenderen Weg: Das Synthesegas kann direkt zur Methanolherstellung bzw. zur Herstellung von Dimethylether (DME) genutzt werden. DME hat bestimmte physikalische Eigenschaften, die denen von Flüssiggas ähneln, und wird in manchen Ländern zu LPG beigemischt. Auch im Vergleich zu konventionellem Diesel hat DME einige Pluspunkte: Neben einer höheren Cetanzahl (sie liegt zwischen 55 und 60; bei Diesel nur zwischen 40 uns 55) ist er völlig frei von Schwefel und Aromaten. Von der Herstellung bis zur Verwendung im Motor ist DME  heute der effizienteste Biokraftstoff. Bezogen auf die Anbaufläche, holt man mit DME eine um fünfmal längere Fahrstrecke heraus als bei Biodiesel. Warum also nicht, so Dr. Mocker, die bestehende Infrastruktur und Transportlogistik für Flüssiggas zum Vertrieb von DME nutzen? 

Im Zusammenhang mit alternativen Treibstoffen ist auch die stoffliche Nutzung von CO2 zu betrachten. Bereits 1902 entdeckte Paul Sabatier die Methanierung und die heute nach ihm benannte „Sabatier-Reaktion“; 1912 erhielt er dafür den Chemie-Nobelpreis. Sabatier zeigte ebenfalls, „dass bei Gegenwart von feinverteiltem Nickel Kohlenoxyd mit seinem dreifachen Volumen Wasserstoff praktisch vollständig in Methan unter Bildung von Wasser umgewandelt werden kann.“ Die Methanierung von Synthesegasen, also von Gasgemischen aus Wasserstoff (H2) und Kohlenmonoxid (CO), ist daher eine sehr alte Technologie. Auch am Kaiser-Wilhelm-Institut für Kohlenforschung in Mülheim an der Ruhr beschäftigten sich bereits zu Beginn des 20. Jahrhunderts Franz Fischer und Hans Tropsch mit der Methanierung von Synthesegas aus der Kohlevergasung und entdeckten bei diesen Versuchen, dass sich bei Verwendung eines geeigneten Katalysators neben Methan auch langkettige Kohlenwasserstoffe synthetisieren lassen. Die Entdeckung der Fischer-Tropsch-Synthese geht also auf Arbeiten zur Methanierung zurück. Folglich war es nur konsequent, dass im Anschluss an Dr. Mockers Vortrag Dr.-Ing. Andreas Lindermeir vom Clausthaler Umwelttechnik-Institut GmbH (CUTEC) zur wirtschaftlichen Optimierung der Herstellung von Flüssiggas nach dem Fischer-Tropsch-Verfahren berichtete.

DIE FISCHER-TROPSCH-SYNTHESE
Die Biomasse-Vergasung mit nachgeschalteter Fischer-Tropsch-Synthese ist prinzipiell eine geeignete Technologie für die Herstellung von LPG aus nachwachsenden Rohstoffen. Am Ende der Verfahrenskette Biomasseaufbereitung, Biomassevergasung, Rohgasreinigung, Kraftstoffsynthese und Produktaufbereitung steht ein Produktspektrum aus Methan, Ethan, LPG, Naphtha und höheren Kohlenwasserstoffen, deren Anteil sich durch Wahl der Prozessparameter beeinflussen lässt.

Dr.-Ing. Andreas Lindermeir, Clausthaler Umwelttechnik-Institut GmbH, Clausthal.

Am Beispiel der Nutzung von Waldrestholz demonstrierte Dr.-Ing. Lindermeir die enorme Bedeutung der Auswahl geeigneter Biomasseträger: Prinzipiell ist Waldrestholz z. B. in Form von Holzhackschnitzeln gut verfügbar, für die Vergasung geeignet und besitzt eine hohe spezifische Energiedichte. Doch eine Anlage mit 200  MW Biomasse-Input würde das gesamte Restholz aus einem Umkreis von 50 km benötigen – ca. 165 Lkws jeden Tag. Der Biomasse-Transport ist somit ein maßgeblicher Kostenfaktor, der umso größer zu Buche schlägt, je weiter die zu überbrückenden Strecken sind. Machen die reinen Transportkosten bei einem Radius von 30 km „nur“ 25 % der Biomasse-Bereitstellungskosten aus, so sind es bei einem Radius von 100 km schon 38 %. Im Sinne einer wirtschaftlichen Optimierung ist der Standort der Anlage folglich ein entscheidendes Kriterium, oder, anders ausgedrückt: Die lokal verfügbare Biomasse begrenzt die Kapazität der Anlage.

WIRTSCHAFTLICHKEITSBETRACHTUNG
Für die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit erläuterte Dr.-Ing. Lindermeir einen Basisfall, der von den folgenden Annahmen ausgeht:

Auf der Anlagenseite:
• Anlagengröße: 100 MW-Biomasse-Input,
• Nutzung der Kapitalwertmethode, Kriterium: Positiver Kapitalwert,
• 20 Jahre Betriebsdauer, 15 Jahre Abschreibungsdauer,
• Berücksichtigung von Investitions-, Betriebs- und RWI-Kosten (Reparatur, Wartung, Instandhaltung),
• Kalkulatorischer Zinssatz: 7,5 %, Inflationsrate: 2,5 %.

Auf der Ertragsseite:
• LPG wird als Zielprodukt verkauft (Preis: 400 €/t),
• Alle Nebenprodukte werden im BHKW verstromt (ηel=35 %),
• BHKW-Abwärme wird als Produkt ver­kauft (20 €/MWh),
• Erzeugter Strom wird eingespeist und nach EEG2009 vergütet.
Für eine 100-MW-Anlage wurden Investitionskosten von ca. 110 Mio. Euro abgeschätzt. Die Wirtschaftlichkeitsberechnung zeigt, dass – zumindest solange eine Förderung nach EEG mit einberechnet werden kann – die direkte Verstromung des aus der Biomassevergasung erzeugten Synthesegases zurzeit noch wirtschaftlicher ist als die stoffliche Umwandlung zu Flüssiggas. Die hohen Investitionskosten ermöglichen einen wirtschaftlichen Betrieb erst, wenn die Kosten für Biomasse, die rund die Hälfte der Betriebskosten ausmachen, unterhalb 27 Euro/t (ohne Transportkosten) liegen. Alternativ könnte die Wirtschaftlichkeit auch durch Senkung der Investitionskosten optimiert werden; hier ist eine Absenkung um ca. 30 % notwendig. Fazit: Biomassepreis, Investitionskosten und EEG-Vergütung entscheiden über die Wirtschaftlichkeit. Und: Die LPG-Ausbeute nach dem Basiskonzept unter Verwendung marktüblicher Komponenten und Katalysatoren ist eher gering.

150-kW-Anlage zur FTS-Synthese, deren Inbetriebnahme für Mitte 2011 geplant ist.

GEFORDERT: MEHR F&E
Wie könnte also ein optimiertes Anlagenkonzept zur Erhöhung der LPG-Produktionsmenge aussehen? Dr.-Ing. Lindermeir zeigte drei Ansatzpunkte für die Erhöhung der LPG-Ausbeute auf: erstens durch Dampfreformierung von im Synthesegas enthaltenes Methan und Ethan; zweitens durch Upgrading der Naphtha-Fraktion und drittens durch stoffliche Rückführung des Restgases in den Prozess. Werden alle drei Parameter ausgereizt, ist eine deutliche Steigerung der erwirtschafteten LPG-Menge möglich: Statt der im herkömmlichen Anlagenkonzept und bezogen auf das obige Berechnungsbeispiel erwarteten 6 MW (ca. 3,5 kt/a) kann sie bis zu 32 MW (ca. 19 kt/a) gesteigert werden.

Zwar steht der praktische Nachweis dieser Werte noch aus, doch ist eine CUTEC-Pilotanlage mit einer Leistung von 150 kW bereits im Aufbau. Mittelfristiges Ziel der CUTEC, so Dr.-Ing. Lindermeir, ist der Bau und Betrieb einer Demonstrationsanlage. Auch müsse die Entwicklung maßgeschneiderter Katalysatoren vorangetrieben werden. Ergänzend dazu sei eine Verbesserung der politischen Rahmenbedingungen für die stoffliche Nutzung notwendig und Förderprogramme zur Reduzierung des wirtschaftlichen Risikos wünschenswert. Last but not least sei eine weitere Vernetzung der Akteure (Biomasse-Produzent, Investoren, Betreiber, F&E-Einrichtungen, Brenn- und Kraftstoffindustrie) förderlich.