Die Biokraftstoffproduktion in Deutschland - Stand der Technik und Optimierungsansätze

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1 DBFZ Report Nr Kurzfassung - Die Biokraftstoffproduktion in Deutschland - Stand der Technik und Optimierungsansätze Maria Braune, Elias Grasemann, Arne Gröngröft, Marcel Klemm, Katja Oehmichen, Konstantin Zech Projektträger: Gefördert durch:

2 Impressum Herausgeber: Prof. Dr. mont. Michael Nelles DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH, Leipzig, mit Förderung des Bundesministeriums für Ernährung und Landwirtschaft aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages. Kontakt: DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße Leipzig Telefon: +49 (0) Fax: +49 (0) Geschäftsführung: Prof. Dr. mont. Michael Nelles (wissenschaftlicher Geschäftsführer) Daniel Mayer (administrativer Geschäftsführer) DBFZ Report Nr. 22 ISSN: Bilder (Titel): Anklam Bioethanol GmbH DBFZ, Leipzig 2015 Copyright: Alle Rechte vorbehalten. Kein Teil dieser Broschüre darf ohne die schriftliche Genehmigung des Herausgebers vervielfältigt oder verbreitet werden. Unter dieses Verbot fällt insbesondere auch die gewerbliche Vervielfältigung per Kopie, die Aufnahme in elektronische Datenbanken und die Vervielfältigung auf CD-ROM. Verantwortlich im Sinne des Presserechts: Paul Trainer Autoren des Berichtes: Maria Braune, Elias Grasemann, Arne Gröngröft, Marcel Klemm, Katja Oehmichen, Konstantin Zech Datum der Veröffentlichung: Das inhaltliche Gesamtergebnis des Vorhabens wird in dem DBFZ Report Nr. 22 unter dem Titel Die Biokraftstoffproduktion in Deutschland Stand der Technik und Optimierungsansätze im Jahr 2015 veröffentlicht. Der Report wird unter folgendem Link publiziert:

3 1 Einleitung Im Zuge der Debatte um die Sicherstellung nachhaltiger Biokraftstoffproduktionssysteme müssen die bestehenden Anlagen zukünftig höheren Anforderungen gerecht werden. Durch die in der Biokraftstoff- Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) geregelte Bemessung der Biokraftstoffquote anhand der Treibhausgas-Minderungspotenziale (THG) ab dem Jahr 2015 wird ein zusätzlicher Anreiz für die Optimierung der THG-Bilanz bestehender Biokraftstoffproduktionsanlagen gegeben. Diese Optimierungen sind mit zusätzlichen Investitionen verbunden und haben Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Biokraftstoffanlagen. Vor diesem Hintergrund wurde durch das Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) das Vorhaben Optimierungspotenziale von Biokraftstoffanlagen (FKZ: ) über eine Laufzeit von zwei Jahren gefördert. Die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR) war als Projektträger zuständig. Das Ziel des Projektes war es, technische Optimierungspotenziale innerhalb der Biokraftstoffproduktionsanlagen zu untersuchen. Die wesentlichen Ergebnisse für die Untersuchungen zur Bioethanol- und Biodieselproduktion sind in dieser Kurzfassung des Projektberichts zusammengefasst. 2 Vorgehensweise Als Ausgangspunkt der Untersuchungen wurde eine Bestandsaufnahme bestehender Bioethanol- und Biodieselanlagen in Deutschland sowie eine Recherche der Verfahrenstechnik durchgeführt. Anhand der verfügbaren Informationen erfolgte die Bildung von je zwei Referenzkonzepte für die Bioethanolund Biodieselproduktion, in denen verfahrenstechnisch vergleichbare Anlagen zusammengefasst sind. Dazu wurde verfügbare Fachliteratur gesichtet, Produktionsanlagen besichtigt sowie Expertise von weiteren Wissensträgern, wie Anlagenbauern und betreibern, eingebunden. Im Anschluss an die Konzeptbildung wurden Fließschema-Simulationsmodelle in Aspen Plus erstellt. Diese dienten der Berechnung von Stoff- und Energiebilanzen. Anschließend wurden verfahrenstechnische Ansätze zur Senkung der THG-Emissionen für die Bioethanol- und Biodieselproduktion zusammengetragen und ausgewählte Optionen in die Simulationsmodelle der Referenzkonzepte integriert. Anschließend wurden die Auswirkungen auf Stoff- und Energiebilanzen im Vergleich zu den Referenzkonzepten analysiert sowie die THG-Minderungspotenziale gegenüber fossilen Kraftstoffen ausgewertet. Zudem erfolgte eine Berechnung der Produktgestehungskosten (siehe Abbildung 1). 3

4 Biodieselanlagen Bioethanolanlagen AP1: Verfahrenstechnische Bestandsaufnahme der Biodiesel- und Bioethanolanlagen in Deutschland Erfassung der Anlagenbestandes Recherche der Verfahrenstechnik und Anlagenbesichtigungen Gruppierung der Anlagen Erarbeitung von repräsentativen Anlagenkonzepten AP2: Modellierung und Bilanzierung von repräsentativen Anlagentypen Recherche zu Betriebsparametern Modellbildung Festlegung der Rahmenannahmen Stoffliche und energetische Bilanzierung Validierung der Ergebnisse AP3: Erhebung und Analyse möglicher Optimierungsansätze zur Senkung der THG-Emissionen Erarbeitung möglicher Optimierungsansätze Bestimmung der Auswirkungen der Optimierungsansätze auf Stoffund Energieströme AP4: Bewertung und Diskussion der Optimierungsansätze unter Berücksichtigung der THG-Minderungskosten Berechnung der Produktgestehungskosten der Konzepte vor der Optimierung Berechnung der Produktgestehungskosten der Konzepte nach der Optimierung Berechnung der Kosten der durch die Optimierungen erreichten Treibhausgasminderungen Abbildung 1: Übersicht der Arbeitspakete 3 Bioethanolproduktion Als Ausgangspunkt für die Untersuchung erfolgte die Definition von Referenzkonzepten für die Bioethanolproduktion, die den Anlagenbestand in Deutschland möglichst gut repräsentieren. Besonders groß sind die Unterschiede in der Verarbeitung zwischen stärke- und zuckerhaltigen Rohstoffen. Daher wurde für beide Rohstoffe je ein Referenzkonzept erstellt, wobei die Wahl mit Weizen und Zuckerrüben als die jeweils wichtigsten Rohstoffe als Modellrohstoffe erfolgte. Die Referenzkonzepte wurden mit der Simulationsoftware Aspen Plus modelliert und mithilfe dessen Massen- und Energiebilanzen für die stärkeund zuckerrübenbasierten Bioethanolanlagen errechnet. 4

5 3.1 Referenzkonzept Bioethanol aus Weizen (WER) Die Auslegung des untersuchten Modells zur Bioethanolherstellung aus Weizen erfolgte auf eine Ethanolproduktionsmenge von t/a (Abbildung 2). Nach der Getreideanlieferung findet eine Reinigung und ggf. Lagerung des Weizens statt. Anschließend erfolgt die Vermahlung des Getreidekorns mit Hilfe von Hammermühlen. Daraufhin wird das Mehl mit Wasser versetzt und bis zur Verkleisterung aufgewärmt. Aufgrund einer starken Zunahme der Viskosität beim Erreichen der Verkleisterungstemperatur erfolgt die Zugabe von verflüssigenden α-amylasen, welche die hochmolekularen Zuckermoleküle in Oligosaccharide umwandeln. Eine Verzuckerung der Maische, d. h. die Zerlegung der Oligosaccharide in vergärbare Monosaccharide, erfordert die Zugabe der Enzyme Glucoamylasen oder β-amylasen. Abbildung 2: Blockfließbild der getreidebasierten Bioethanolherstellung (WER) In der Fermentation wird die zuckerhaltige Maische unter Zugabe von Hefen zu Ethanol und Kohlenstoffdioxid umgesetzt. Das anfallende CO2 wird mittels Abluftwäscherkolonnen aufgereinigt und in die Atmosphäre entlassen. In der Fermentation wird ein Ethanolgehalt von 14 m.-% erreicht. In der Destillation wird der Alkohol aus der Maische abgetrennt. Das entstandene Ethanol-Wasser-Gemisch wird der Rektifikationskolonne zugeführt und bis zum azeotropen Punkt entwässert. Der gewonnene Ethanol weist nach der Rektifikation einen Alkoholgehalt von 92,4 m.-% auf. Der restliche Wasseranteil wird in der Absolutierung mittels Molekularsieben entfernt, sodass Ethanol mit einer Reinheit von 99,5 m.-% entsteht. Die wasserreiche Phase (Dünnschlempe) wird mittels Verdampfern eingedickt und mit der 5

6 fesstoffreichen Phase (Dickschlempe) getrocknet und pelletiert. Das resultierende Produkt DDGS (Distillers Dried Grains with Solubles) wird als proteinreiches Futtermittel vermarktet. 3.2 Referenzkonzept Bioethanol aus Zuckerrüben (ZER) Die Bioethanolproduktion aus Zuckerrüben wurde auf eine Ethanolproduktion von t/a ausgelegt (Abbildung 3). Die Ethanolproduktion ist an eine Zuckerfabrik angeschlossen. Die Zuckerrüben werden in der Zuckerfabrik gewaschen und mit Schneidmaschinen zerkleinert. Anschließend wird der Zucker mit heißem Wasser extrahiert. Es fallen Rübenschnitzel und ein zuckerhaltiger Rohsaftstrom an. Die entzuckerten Rübenschnitzel werden abgepresst, getrocknet und gelangen als Pellets in die Futtermittelindustrie. Der Rohsaft wird mit Kalkmilch und Kohlensäure versetzt und filtriert und zu Dünnsaft aufgereinigt. Der Dünnsaft wird durch mehrstufige Verdampfung zu Dicksaft aufkonzentriert. Abbildung 3: Blockfließbild der zuckerrübenbasierten Bioethanolherstellung (ZER) Die Weiterverarbeitung zu Ethanol kann an unterschiedlichen Stellen erfolgen: Während der Kampagne kann der Einsatz von Rohsaft, Dünnsaft, Dicksaft sowie Melasse zur Fermentation erfolgen, außerhalb der Kampagne finden Dicksaft und Melasse Verwendung. Aufgrund dessen, dass der Zucker als Disaccharid (Saccharose) in den Zuckerlösungen vorliegt und für die Hefen direkt zur Vergärung zur Verfügung steht, ist im Gegensatz zur Ethanolherstellung aus Getreide ein weiterer Aufschluss des Rohstoffs nicht erforderlich. Der Fermentationsverlauf sowie die Ethanolabtrennung und -aufkonzentrierung sowie -absolutierung verlaufen analog zu dem einer getreidebasierten Anlage. Als Nebenprodukt geht Vinasse aus dem Prozess hervor, welche teilweise als Prozesswasser in die Zuckerfabrik oder die Bio- 6

7 ethanolanlage zurückgeführt werden kann. Außerdem findet sie als Dünger, Futtermittel oder als Zusatz zur anaeroben Fermentation zu Biogas Verwendung. 3.3 Optimierungsansätze Anhand von Literaturrecherchen wurden verschiedene Optimierungsansätze identifiziert, um die Bioethanolherstellung in Bezug auf die Minimierung der THG-Emissionen effizienter zu gestalten. Dabei findet der Austausch prozesstechnischer Anlagenteile ebenso Beachtung, wie die veränderte Nutzung von Stoff- und Energieströmen und die Schaffung neuer vermarktbarer Nebenprodukte. Die in Tabelle 1 aufgeführten Optimierungsansätze wurden qualitativ analysiert und beschrieben. Ausgewählte Optimierungsansätze wurden in die bestehenden Referenzkonzepte integriert, modelliert und anschließend die resultierenden Auswirkungen auf den Energiebedarf der optimierten Bioethanolanlagen untersucht. Die Ergebnisse bildeten wiederum die Basis für die nachfolgenden THG-Bilanzierungen und ökonomischen Betrachtungen. Tabelle 1: Untersuchte Optimierungsansätze der Bioethanolherstellung Ansätze Qualitative Analyse Modellierung und THG-Bilanzen CO2-Rückgewinnung und -Verflüssigung WEO_CO2, ZEO_CO2 Mechanische Brüdenverdichtung WEO_MBV, ZEO_MBV Biogaserzeugung aus Dünnschlempe WEO_BG Biogaserzeugung aus Rübenschnitzeln und Vinasse ZEO_BG Kleie- und Glutenabtrennung Biologische CO2-Verwertung Nutzung von Niedertemperaturwärme Absolutierung von Bioethanol mittels Membranen Aufwertung von Schlempeprodukten Aufwertung von Vinasse und Rübenschnitzeln CO2-Rückgewinnung und -Verflüssigung Der Optimierungsansatz CO2-Rückgewinnung und -Verflüssigung (WEO_CO2 und ZEO_CO2) beinhaltet die Abscheidung, Aufreinigung und Verflüssigung eines Teilstroms des Kohlenstoffdioxids (CO2) aus dem Fermentationsprozess. Es wurde davon ausgegangen, dass nicht mehr als etwa 4,5 t/h flüssiges CO2 abgetrennt werden können. Im Modell wird das Rohgas mittels Gaswäscher von wasserlöslichen Verunreinigungen und Aerosolen befreit. Danach wird das Gas zweistufig mit Zwischenkühlung auf 19 bar verdichtet. In dem nachgeschalteten Adsorptionstrockner findet bei konstanter Temperatur und Druck die Abtrennung der Restfeuchte des Gases (90 m.-% des Wassers) statt. Anschließend erfolgt die Entfernung verbliebener Verunreinigungen und Geruchskomponenten, wie z. B. Schwefelwasserstoff und höhere Alkohole, mittels Aktivkohlefiltern (19 bar, 40 C). Das gereinigte CO2-Gas wird daraufhin in 7

8 der CO2-Verflüssigungsanlage auf -40 C gekühlt und bei 16 bar verflüssigt. Die Abfüllung und Lagerung des flüssigen und lebensmittelreinen CO2 erfolgt in isolierten Speichertanks oder Gasdruckflaschen Biogaserzeugung aus Vergärungsrückständen Im Optimierungsansatz Biogaserzeugung aus Dünnschlempe (WEO_BG) wird das in der Destillationseinheit des Bioethanolprozesses einer getreidebasierten Anlage anfallende Kuppelprodukt Schlempe mittels Dekanter in zwei Fraktionen aufgeteilt: Dünn- und Dickschlempe. Die Dickschlempe mit einem TS-Gehalt von 32,4 % kann weiter getrocknet zu DDG (Dried Distillers Grains), pelletiert und als Futtermittel vermarktet werden. Die anfallende Dünnschlempe mit einem TS-Gehalt von 7 m.-% wird in einem anaeroben Prozess zu Biogas vergoren. Die Biogasbildungsrate beträgt 660 l/kg ots, wobei das Biogas aus 51,46 vol.-% CH4, 35,87 vol.-% CO2, 6,78 vol.-% NH3 und Spuren von H2S besteht. Es erfolgt eine Verstromung des Biogases im BHKW. Der anfallende Gärrest wird mechanisch auf einen Restwassergehalt von 20 m.-% abgepresst. Das Abwasser wird einer aeroben Abwasseraufbereitung zugeführt und der Gärrest dient als Düngemittel. Die Biogaserzeugung aus Rübenschnitzeln und Vinasse (ZEO_BG) im zuckerbasierten Anlage ist prozesstechnisch mit der anaeroben Vergärung von Schlempe gleichzusetzen. In diesem Fall werden die ungetrockneten Rübenschnitzeln mit 10 m.-% (ca kg/h) der zur Verfügung stehenden Vinasse vergoren. Insgesamt kann in diesem Prozess 682,1 m³ i.n./t ots trockenes Biogas (Schlupf von 0,2 %) erzeugt werden. Mit einem Methangehalt von 52,8 vol.-% (Wasseranteil: 0,7 m.-%) ergibt sich ein Methanertrag von 370,2 m³ i.n./t ots. Der darüber hinaus entstehende Gärrest wird in Separatoren auf einen TS-Gehalt von 25 m.-% eingedickt, um diesen transportwürdig zu machen Mechanische Brüdenverdichtung Die mechanische Brüdenverdichtung (WEO_MBV und ZEO_MBV) ist eine Optimierung, die einen verhältnismäßig großen Eingriff in bestehende Anlagen erfordert, jedoch die benötigte Erdgasmenge zur Bereitstellung von Prozesswärme senken kann. Die MBV ist bei Weizenethanolanlagen besonders im Bereich der Dünnschlempeeindickung sowie zur Beheizung der Destillations- und Rektifikationskolonnen einsetzbar, da diese die Hauptabnehmer von Wärme sind. In dem beschriebenen Optimierungsansatz wird nur die Eindickung der Schlempe mit einer MBV untersucht. Dabei ist die fünfstufige Anlage, bestehend aus drei Fallfilmverdampfern sowie zwei Zwangsumlaufverdampfern, mit Brüdenverdichtern ausgestattet, welche ein Kompressionsverhältnis von je 2,5 besitzen. Die Verdichtung erfolgt zweistufig mit Radialverdichtern. Aufgrund der Verschaltung wird eine Temperaturerhöhung von 22 bis 23 C erzielt. Durch die Optimierung ist eine Wärmebedarfseinsparung von 1,15 GJ/t Ethanol im Vergleich zur Referenz erreichbar, wobei der Strombedarf um 0,51 GJ/t Ethanol ansteigt. Bei der Bioethanolproduktion aus Zuckerrüben bietet sich die MBV an zwei Stellen im Prozess an. Zum einen ist die Eindickung des Dünnsaftes zu Dicksaft (Zuckerfabrik) mit hohem Dampfbedarf verbunden, zum anderen ist die Eindickung der Vinasse besonders energieintensiv. An beiden Stellen wird im Modell eine zweistufige Brüdenverdichtung mittels Radialkompressoren und einem jeweiligen Verdichtungsverhältnis von 2,5 angenommen. Diese Prozessoptimierung bewirkt deutliche Erdgas- 8

9 Einsparmöglichkeiten gegenüber dem Referenzkonzept. Der Wärmebedarf sinkt um 3,74 GJ/t Ethanol (entspricht 25 %). Dafür steigt der Strombedarf um 3,74 GJ/t Ethanol an Weitere Optimierungsansätze Außerdem erfolgte im Rahmen des Vorhabens die Untersuchung weiterer innovativer Technologien zur Bioethanolproduktion, für die weder Massen- noch Energiebilanzen berechnet wurden und somit auch keine Aussagen bezüglich der Auswirkungen auf die THG-Bilanz und Kosten getroffen werden können. Mit dem Ziel einer zusätzlichen Wertschöpfung durch ein weiteres, vermarktungsfähiges Nebenprodukt und der Verringerung des Schlempeaufkommens können die Kleie- und Glutenabtrennung als ein optimierter Prozessschritt in einer getreidebasierten Bioethanolanlage gesehen werden. Die Kleie wird nach der Vermahlung mit Hilfe eines Plansichters und einer nachgeschalteten Kleieschleuder vom Mahlgut abgetrennt und kann anschließend pelletiert werden. Das Gluten wird aus dem Mahlgut abgetrennt, getrocknet und vermarktet. Der Kleieertrag von Weizen liegt bei ca. 180 kg/t (trockenem Weizen) und der Ertrag an Gluten beträgt ca. 60 kg/t (trockenem Weizen). Eine weitere Technologie zur Erzeugung zusätzlicher Nebenprodukte stellt die biologische CO2-Verwertung dar. Dabei kann das in der Fermentation anfallende Kohlenstoffdioxid einerseits biologisch in Kombination mit Wasserstoff (H2) im Biogasprozess verwertet werden. H2 kann aus überschüssigem Wind- und Solarstrom durch Elektrolyse aus Wasser (Power-to-Gas) gewonnen und in Kombination mit CO2 in einen Biogasprozess eingespeist werden, wodurch vermehrt durch hydrogenotrophe (wasserstoffverwertende) Methanbildner die Methanogenese stattfindet und Biogas erzeugt wird. Andererseits kann eine biologische CO2- Verwertung in Cyanobakterien oder Algen erfolgen. Die Nutzung von Niedertemperaturwärme (z. B. Abwärme aus dem Konversionsprozess, der Kühlung von Produktströmen) kann zu Energieeinsparungen im Umfeld der Bioethanolanlage dienen. Diese kann beispielsweise zur Heizung naheliegender Gebäude, zur Erwärmung von Brauchwasser, zur Gewächshausbeheizung oder zur Kultivierung von Aquakulturen eingesetzt werden. Die Absolutierung von Bioethanol mittels Membranen stellt eine weitere Optimierungsmöglichkeit vor allem zur Reduzierung des thermischen Energiebedarfs dar. Membranverfahren sind eine Alternative zur Absolutierung des Ethanols mit Molekularsieben. 3.4 Treibhausgasemissionen Für die Gesamt-THG-Emissionen sind in allen Konzepten neben den Emissionen aus der Rohstoffbereitstellung hauptsächlich die Emissionen aus der Rohstoffverarbeitung (Konversionspfad) verantwortlich. Über alle Konzepte stellt sich der Wärmebedarf der Produktaufbereitung als am THG-intensivsten dar. Die hohen THG-Emissionen sind auf die Verbrennung fossilen Erdgases zur Wärmebereitstellung zurückzuführen. Durch die Verabschiedung der Biokraft-NachV wurden Nachhaltigkeitsstandards für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe definiert. Den Vorgaben der Biokraft-NachV folgend, müssen Biokraftstoffe ein festgelegtes Treibhausgasminderungspotenzial gegenüber dem fossilen Referenzwert aufweisen (35 % bis 2015, 50 % ab 2017). Abbildung 4 zeigt, dass nahezu alle optimierten Anlagenkonzepte das derzeit gültige Minderungsziel von 35 % erreichen. Sie verfehlen jedoch die Zielvorgaben einer THG-Minderung um 50 % für das Jahr 2017 teilweise knapp. Der Einsatz biogener Brennstoffe zur Wärmeerzeugung würde einen zusätzlichen reduzierenden Effekt auf die Gesamt-THG-Emissionen haben, da insgesamt 9

10 die Wärme- und Strombereitstellung auf fossiler Basis zu den wesentlichen Treibern der THG-Bilanz zählen. Außerdem würde eine Intergration mehrerer Optimierungsansätze in eine bestehende Anlage zusätzlich eine Verbesserung der Gesamt-THG-Emissionen bewirken. THG-Emissionen (in gco 2 -Äq./MJ) % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% THG-Minderung fossile Referenz Verarbeitung Transport/Distribution Rohstoffbereitstellung Abbildung 4: THG-Minderungspotenzial der einzelnen Modelle für die Bioethanolproduktion aus stärke- und zuckerhaltigen Rohstoffen gegenüber dem fossilen Referenzwert in g CO2-Äq./MJ 3.5 Gestehungskosten Die spezifischen Gestehungskosten des Bioethanols liegen für die einzelnen untersuchten Verfahrensansätze in einer Spanne zwischen 730 und 904 EUR/t (Abbildung 5). Den größten Anteil der Kosten machen die variablen Kosten aus, darunter fallen insbesondere die Rohstoffe aber auch die Kosten für Energie sowie Hilfs- und Betriebsstoffe. Auffällig ist weiterhin, dass ein erheblicher Teil der Kosten durch Erlöse aus dem Verkauf von DDGS und Vinasse kompensiert wird. Dieser Aspekt wird weiter verdeutlicht durch die spezifischen Gestehungskosten der optimierten Bioethanolanlagen mit Biogasnutzung. Hierbei führt insbesondere der Verlust eines Großteils des ansonsten veräußerbaren DDGS zu Mindereinnahmen bei dem getreidebasierten Konzept. Die Installation einer Brüdenverdichtung führt zu leicht erhöhten Gestehungskosten, wobei sich verringerte Erdgaskosten und die erhöhten Kapitalund Stromkosten praktisch ausgleichen. Die Installation einer CO2-Verflüssigung hat insofern zu niedrigere spezifische Gestehungskosten zum Resultat, als sich durch eine moderate Investition in Verbindung mit etwas erhöhten Stromkosten ein relativ ertragsreiches Nebenprodukt hergestellt werden kann, dessen Erlöse die gestiegenen Kosten übersteigen. 10

11 Spezifische Gestehlungskosten (in EUR/t) WER WEO BG WEO MBV WEO CO2 846 ZER ZEO BG ZEO MBV ZEO CO2 Variable Betriebskosten (Rohmaterial) Fixe Betriebskosten Gutschriften Variable Betriebskosten (Verbrauchsmittel/Energie) Kapitalkosten Gesamt Abbildung 5: Gestehungskosten für die Bioethanolproduktion 4 Biodieselproduktion Die Verfahrenstechnik der Anlagen zur Produktion von Biodiesel unterscheidet sich weniger nach den eingesetzten Rohstoffen als nach den Anlagengrößen. So kommen im Bereich kleintechnischer Anlagen häufig das AT-Verfahren oder davon abgewandelte Formen zum Einsatz, während großtechnische Verfahren mit Produktionskapazitäten von mehr als t/a oft auf dem Connemann- oder Lurgi- Verfahren beruhen. An diesen Verfahren sind entsprechend die nachfolgend untersuchten Referenzkonzepte angelehnt, wobei ein kleintechnisches Konzept mit t/a und ein großtechnisches Konzept mit t/a dargestellt wurden. Die Referenzkonzepte wurden mit der Simulationsoftware Aspen Plus modelliert und mithilfe dessen Massen- und Energiebilanzen errechnet. 4.1 Referenzkonzept kleintechnische Biodieselanlage (KBR) Die Prozessverschaltung in einer kleintechnischen Biodieselproduktionsanlage (Abbildung 6) wurde wie folgt angenommen: Die Rapssaat wird zunächst in einem Reinigungsschritt von Besatz und anderen Verunreinigungen befreit. Anschließend erfolgt eine Flockierung mit dem Ziel der Zerkleinerung der Ölsaat mittels Riffel- und Glattwalzen. Im Konditionierer werden dann die Temperatur und der Wassergehalt für ein gutes Trennergebnis in der Ölpresse eingestellt. Die Ölpressung (Warmpressung) wird mittels Schneckenpressen realisiert, es fallen Rapspresskuchen als proteinreiches Nebenprodukt und Rohöl an. Das gewonnene Rohöl wird anschließend mittels Filtration von Feststoffpartikeln gereinigt. Im Öl enthaltene Begleitstoffe, wie freie Fettsäuren, Phospholipide, Glycolipide, Zucker oder Metallionen, müssen vor der Weiterverarbeitung entfernt werden. Dies erfolgt über die Raffination des Rohöls, welche die Teilschritte Entschleimung (Wasser- und Säureentschleimung) und Neutralisation beinhaltet. 11

12 Bei der Wasserentschleimung trennen sich die hydratisierbaren Bestandteile (Schleimstoffe) durch Zugabe von Wasser vom Öl ab (mittels Zentrifuge). Bei der Säureentschleimung kommen Phosphor- oder Zitronensäure zum Einsatz, welche nach der Mischung mit dem Öl die vorhandenen Magnesium- und Calciumkomplexe zerstören und die Phospolipide hydratisieren. Durch Zugabe von Natronlauge wird das Gemisch anschließend neutralisiert und über eine Zentrifuge getrennt. Das Öl wird darauf nochmals gewaschen und in einem Vakuumsystem getrocknet. Abbildung 6: Blockfließbild der kleintechnischen Biodieselproduktion (KBR) Das gereinigte Öl reagiert nun mit dem Katalysator Kaliummethylat (Methanol und Kaliumhydroxid) in der ersten Umesterungsstufe zu Rapsmethylester und Glycerin. Um eine maximale Ausbeute zu erzielen, findet die Reaktion in zwei aufeinanderfolgenden Reaktoren statt. Jedem Reaktor ist zusätzlich ein Abscheider nachgeschalten, wo sich das Glycerin aufgrund seiner höheren Dichte am Boden absetzt und abgezogen werden kann. Nach der Umesterung und Abtrennung des Glycerins wird der Biodiesel in einem zweistufigen Verfahren gewaschen (Sauerwaschung und Neutralwaschung). Bei der Sauerwaschung erfolgt die Zugabe eines Gemischs aus Säure und Wasser zum Biodiesel. Dabei wird zum einen der Biodiesel neutralisiert und zum anderen werden die Seifen gespalten und in freie Fettsäuren überführt. Das saure Waschwasser wird abgezogen und der glycerinhaltigen Phase zur weiteren Aufarbeitung zugeführt. Im zweiten Schritt erfolgt eine Neutralwaschung durch Zugabe von frischem Wasser zum Biodiesel. Der feuchte Biodiesel (ca. 1 m.-% Wasser) wird mittels Fallfilmverdampfer oder einer Destillationskolonne entwässert. Es entsteht reiner Biodiesel. Die Glycerinphase aus dem gesamten Biodieselprozess wird zusammen mit dem Sauerwasser und Waschwasser gesammelt und zunächst mit Schwefelsäure angesäuert, wodurch eine Seifenspaltung zu freien Fettsäuren stattfindet. Das Ge- 12

13 misch besteht nach der Reaktion aus drei Phasen, welche in einem Dekanter getrennt werden. Da die Kaliumsalze als feste Phase ausfallen, können sie leicht abgetrennt, einer Trocknung zugeführt und als Düngemittel aufbereitet vermarktet werden. Weiterhin lassen sich die freien Fettsäuren aufgrund der geringen Dichte leicht von dem Glycerin-Wasser-Gemisch abtrennen. Die abschließende Trocknung des Glycerin-Wasser-Gemisches erfolgt entweder über einen Verdampfer oder eine Destillationskolonne. Das Glycerin wird zu technischem Glycerin (Reinheit über 80 %) aufbereitet und vermarktet. 4.2 Referenzkonzept großtechnische Biodieselanlage (GBR) Die Prozessverschaltung in der großtechnischen Biodieselanlage (Abbildung 7) wurde wie folgt angenommen: Nach der Trocknung und Reinigung der Ölsaat schließt sich eine Ölpressung mittels Schneckenpressen an. Dem anfallenden Rapspresskuchen wird durch einen Extraktionsschritt das restliche Öl entzogen. Als Lösungsmittel kommt n-hexan zum Einsatz. Bei der Extraktion entstehen zwei Produkte, das mit Öl angereicherte Lösungsmittel, Miscella genannt, und das mit Lösungsmittel durchsetzte, ölfreie Extraktionsschrot. Die Miscella wird durch Filter gereinigt und durch eine mehrstufige Destillation in Öl und n-hexan aufgetrennt. Das im Schrot enthaltene Lösungsmittel wird im Desolventizer-Toaster ausgetrieben und anschließend erhitzt, um unerwünschte Begleitstoffe zu zerstören. Danach wird das Schrot für die weitere Verwendung (z. B. als proteinreiches Futtermittel) pelletiert oder gemahlen. Die im Rohöl enthaltenen Begleitstoffe, wie Phospholipide, Glycolipide, freie Zucker, Metallionen oder Fettsäuren werden über die Raffination des Öls abgetrennt. Das Verfahren beinhaltet die Teilschritte Entschleimung (Wasser- und Säureentschleimung) und Neutralisation. Lösungsmittel- Extraktion Trocknung/ Reinigung Ölpresse MeOH CH3NaO 1.Umesterung/ Zentrifuge 2.Umesterung/ Zentrifuge HCl Ansäuerung NaOH Fettsäureabspaltung t/a Biodiesel FFA Eindampfung Technisches Glycerin Toaster Filter HCl Sauerwaschung Glycerinaufbereitung NaCl Destillation Wasser-/Säure Entschleimung H2O Neutralwaschung Trockung Methanol- Rückführung Methanol- Rektifikation Extraktionsölmühle Schrot Physikalische Raffination Umesterung Methanolaufbereitung Wasch-/ Abwasser Abbildung 7: Blockschaltbild der großtechnischen Biodieselproduktion (GBR) 13

14 Die nachfolgenden Prozessschritte sind gleichzusetzen mit denen in kleintechnischen Biodieselanlagen, außer dass bei der Umesterung als Katalysator Natriummethylat zum Einsatz kommt. Außerdem wird die glycerinangereicherte Phase mit Salzsäure anstelle von Schwefelsäure angesäuert, wobei die Katalysatorreste mit der Säure zu Kochsalz (NaCl) reagieren, welches in gelöster Form im Gemisch vorliegt und als Nebenprodukt abgetrennt wird. Die entstandenen Brüden aus der Glycerinaufbereitung, ein Gemisch aus Methanol und Wasser, werden auf eine Temperatur unterhalb von 65 C (Siedepunkt von Methanol) abgekühlt und flüssig einer Methanolrektifikation zugeführt. Methanol wird im Kopf der Kolonne abgezogen, kondensiert und abgekühlt. Nach der destillativen Trennung stehen Methanol als Reaktant und Wasser als Waschwasser dem Prozess wieder zur Verfügung. 4.3 Optimierungsansätze Durch eine Auswertung wissenschaftlicher Literatur wurden verschiedene Ansätze identifiziert, um die Herstellung von Biodiesel in Bezug auf die Verringerung der THG-Emissionen effizienter zu gestalten. Die Ansätze lassen sich nach Veränderungen bei den Einsatzstoffen und der Peripherie, sowie verfahrenstechnischen Umgestaltungen unterscheiden. Eine Optimierung für Bestandsanlagen ist am einfachsten mit der Veränderung der Peripherie und ohne großen Umbau zu erreichen. Die in Forschung und Entwicklung befindlichen verfahrenstechnischen Ansätze zeichnen sich dagegen häufig durch große Veränderungen der Anlagenkomponenten aus. Daher ist ein Umrüsten von Bestandsanlagen aufwändig. Ein Einsatz ist vor allem bei neuen Anlagen denkbar. Alle in Tabelle 2 aufgeführten Optimierungsansätze wurden qualitativ analysiert und beschrieben. Eine Modellierung und Berechnung der Auswirkungen auf die THG-Emissionen wurden für die Aufbereitung des Glycerins zu Pharmaqualtität und eine Reformierung des Glycerins zur Methanolherstellung durchgeführt. Tabelle 2: Untersuchte Optimierungsansätze der Biodieselproduktion Ansätze Qualitative Analyse Modellierung und THG-Bilanzen Pharmaglycerinaufbereitung GBO-PHGLY Glycerinreformierung zur Methanolbereitstellung GBO-GLYREF Kavitationstechnologie Ultraschall-Technologie Heterogene saure Katalyse Enzymatische Katalyse Einsatz von überkritischem Methanol Oscillatory Flow Reactor (OFR) Biogasproduktion aus Glycerin Aufbereitung von Rohglycerin zu Pharmaglycerin Mit der Aufbereitung von Rohglycerin zu Pharmaglycerin (GBO-PHGLY) sollen zwei Effekte erreicht werden. Zum einen werden Rohglycerin und Pharmaglycerin nach der Biokraft-NachV als Produktionsrück- 14

15 stand bzw. Nebenprodukt behandelt. Da eine Allokation von Emissionen nur auf Nebenprodukte nicht jedoch auf Produktionsrückstände zulässig ist, ergeben sich durch eine Aufwertung zu Pharmaglycerin rechnerisch Vorteile bezüglich der THG-Bilanz. Zum anderen ließen sich in der Vergangenheit für Pharmaglycerin mit ca. 600 EUR/t etwa doppelt so hohe Erlöse erzielen wie für Rohglycerin. Das Rohglycerin wird im ersten Schritt mit Natronlauge versetzt, damit sich ein leicht basischer ph-wert einstellt. Anschließend wird der Strom auf 120 C vorgewärmt und einem Verdampfer zugeführt, in dem ein Großteil des Wassers, das restliche Methanol und Reststoffe verdampfen. Die Glycerinphase wird somit auf etwa 88 % angereichert und einer Destillationskolonne zugeführt. Die Glycerinphase wird über einen Seitenabzug mit einer Reinheit von 99,7 % flüssig abgeführt. Wasser und Methanolreste werden im Kolonnenkopf abgetrennt und die Salze, Ölreste und MONG (matter organic non glycerol) verbleiben im Kolonnensumpf Reformierung von Glycerin zu Methanol Glycerin kann als Rohstoff zur Synthese von Methanol eingesetzt werden. Da Methanol als Reaktionspartner für die Umesterung benötigt wird, könnte es so direkt aus Glycerin erzeugt und verwendet werden. Das von Salzen, Ölresten und organischen Verbindungen gereinigte Glycerin wird dazu in einem Vergaser zu Synthesegas umgewandelt. Anschließend wird das Gas durch eine Druckwechsel- Adsorption (Pressure Swing Adsorption, PSA) aufbereitet. Für die optimale Zusammensetzung des Synthesegases für die Methanolsynthese ist ein Überschuss an Wasserstoff im Synthesegas erforderlich, welcher in der PSA abgetrennt wird. Die abgetrennten Gase werden verbrannt und stellen die benötigte thermische Energie für den Vergaser (Synthesegasherstellung) bereit. In einem weiteren Reaktor findet im nächsten Prozessschritt die Methanolsynthese statt. Das entstandene flüssige Methanol muss anschließend noch in einer Rektifikationskolonne aufgereinigt werden. Es zeigte sich, dass aus dem im Biodieselprozess anfallenden Glycerin (84 % Reinheit) 700 kg/h Methanol bereitgestellt werden können, was etwa 28,7 % der benötigten Menge an frischem Methanol entspricht. Der verbleibende Anteil muss nach wie vor zugekauft werden Weitere Optimierungsansätze Weiterhin wurden im Rahmen des Projektes innovative Technologien für die Biodieselherstellung untersucht, für die keine Massen- und Energiebilanzen berechnet wurden und somit auch keine Aussagen bezüglich der Auswirkungen auf die THG-Bilanz und Kosten getroffen werden können. Ein wesentlicher Ansatz bei der Biodieselproduktion ist die Beschleunigung der Umesterungsreaktion durch eine verbesserte Vermischung der Reaktanden. Dadurch soll eine Einsparung an Methanol und Katalysator erreicht werden, da für die Umesterung nicht mehr ein großer Überschuss notwendig ist. Auch die Rückgewinnung des Überschusses an Methanol und Katalysator soll damit vereinfacht werden. Eine Technologie zur Intensivierung des Mischvorgangs zwischen Öl, Methanol und dem Katalysator ist die Kavitationstechnologie. Das Prinzip beruht auf Kavitationseffekten in einem Venturi-Rohr (Kavitator). Das Gemisch aus Öl, Methanol und Katalysator wird mit einem bestimmten statischen und dynamischen Druck in den Kavitator geleitet. Durch die plötzliche Verengung des Strömungsquerschnitts erhöht sich die Geschwindigkeit und der statische Druck verringert sich, sodass er kleiner als der Dampfdruck von Methanol wird. Dadurch bilden sich Dampfblasen aus dem Methanol. Durch die fol- 15

16 gende Vergrößerung des Querschnitts verringert sich die Geschwindigkeit wieder und es kommt zur Dampfkondensation. Die Methanol-Dampfblasen kollabieren schlagartig. Genau an der Phasengrenze erfolgt nun die Umesterungsreaktion. Auch Ultraschall und Mikrowellen können eingesetzt werden, um den Mischungsvorgang zwischen Öl, Methanol und Katalysator zu intensivieren. Die intensivierte Vermischung führt zu einer verkürzten Reaktionszeit, teilweise im Sekundenbereich, und minimiert das molare Methanol-Öl-Verhältnis im Vergleich zu herkömmlichen Methoden. Von keiner der Technologien zur Intensivierung des Mischvorgangs gibt es bislang kommerzielle Anwendungen bei der Biodieselproduktion. Um homogene Katalysatoren zu ersetzen, legt die Forschung den Fokus besonders auf heterogene saure Katalysatoren. Die Hauptvorteile sind die Unempfindlichkeit gegenüber FFA, die Möglichkeit einer simultanen Ver- und Umesterung und eine einfache Trennung des Katalysators vom Reaktionsgemisch. Weiterhin entfällt die Biodieselwäsche, da dort keine Katalysatorreste enthalten sind. Somit birgt dieses Verfahren ein hohes Kostensenkungspotenzial. Ebenfalls als Alternative zu den heutigen Verfahren wird in der Forschung der Einsatz von überkritischem Methanol untersucht. Die Umesterung läuft dabei ohne Katalysator ab, was bedeutet, dass die bisher notwendigen Aufbereitungsschritte, wie die Biodieselwäsche, entfallen können. Die Prozessbedingungen für die Umesterung liegen bei 250 bis 350 C und einem Druck von 430 bar. Dabei läuft die Reaktion sehr schnell ab. Nach 240 s ist eine Ausbeute von 96 % und nach 10 min eine Ausbeute von 100 % erreicht. Das Öl kann Wasser und FFA enthalten, da die Ver- und Umesterung simultan stattfinden. Das benötigte hohe Alkohol-zu-Öl- Verhältnis stellt allerdings einen Nachteil dar, sodass bisher noch keine Anlage im Produktionsmaßstab gebaut wurde. Der Hautvorteil des Einsatzes von Enzymen als Katalysator für die Umesterung liegt darin, dass alle Öle unabhängig vom FFA-Gehalt eingesetzt werden können und dabei die Umesterung unter milden Reaktionsbedingungen stattfindet. Unerwünschte Begleitstoffe wie Seifen werden durch die unterdrückten Nebenreaktionen zur Umesterung nicht erzeugt. So kann auch auf eine Biodieselwäsche verzichtet werden. Die Enzyme können im Idealfall durch eine Separation recycelt werden. Diese Filterung ist jedoch noch technisch schwierig. Eine großtechnische Produktion mit Enzymen als Katalysator existiert noch nicht.das Glycerin kann auch als Co-Substrat zur Biogaserzeugung zum Einsatz kommen. Die Gasausbeute von Glycerin (100 %) liegt bei 1294 Nl/kg ots mit einem Methangehalt von 58 %. Die Preise, die für Glycerin als Substrat zur Biogasherstellung gezahlt werden, liegen jedoch erheblich unter denen, die bei der stofflichen Nutzung von Glycerin erzielt werden können. Daher wird Glycerin in der Praxis nur selten zur Biogasproduktion eingesetzt. 4.4 Treibhausgasemissionen Die Ergebnisse der THG-Bilanzierungen der betrachteten Optimierungsansätze inklusive der vorgelagerten Verarbeitungskette sind in Abbildung 8 den Emissionen von fossilen Kraftstoffen gegenübergestellt. Es zeigt sich, dass die Anlagenkonzepte mit einem Minderungspotenzial von % sowohl das derzeit gültige Minderungsziel von 35 %, als auch die Zielvorgaben einer THG-Minderung um 50 % für das Jahr 2017 erreichen. Neben den Emissionen aus der Rohstoffbereitstellung sind die verarbeitungsbedingten Emissionen maßgeblich für die Gesamt-THG-Emissionen der betrachteten Konzepte verantwortlich. Die Reduktion ergibt sich zum einen aus dem verringerten Einsatz von Methanol infolge der Glycerinreformation und zum anderen aus der Berücksichtigung von Pharmaglyzerin als Nebenprodukt. Der mit der Produktion des Pharmaglycerins verbundene zusätzliche Wärme- und Strombedarf neutrali- 16

17 siert jedoch nahezu die Vorteile bezüglich der THG-Bilanz. Da insgesamt die Wärme- und Strombereitstellung auf fossiler Basis zu den wesentlichen Treibern der THG-Bilanz zählen, könnte der Einsatz biogener Brennstoffe zur Wärmeerzeugung einen zusätzlich reduzierenden Effekt auf die Gesamt-THG- Emissionen haben. Abbildung 8: THG-Minderungspotenzial der optimierten Biodieselproduktion in klein- und großtechnischen Anlagen gegenüber dem fossilen Referenzwert in g CO2-Äq./MJ 4.5 Gestehungskosten Die spezifischen Gestehungskosten des Biodiesels sind in Abbildung 9 dargestellt. Zum einen wird deutlich, dass die Biodieselherstellung in allen Fällen sehr stark von den Rohstoffkosten bzw. den Erlösen aus den Nebenprodukten (Rapspresskuchen und Extraktionsschrot) geprägt sind. Sowohl die Kapitalkosten als auch die weiteren Betriebskosten sind deutlich nachrangig. Da sich die Preise von Rapssaaten und den Nebenprodukten tendenziell in ähnlicher Art und Weise bewegen, können steigende Preise für Rapssaaten teilweise durch höhere Erlöse für die Nebenprodukte kompensiert werden. Zum anderen fällt auf, dass sich die spezifischen Gestehungskosten für alle Konzepte in einer schmalen Bandbreite befinden. Es gibt geringfügige Kostenvorteile bei der großen Biodieselanlage gegenüber der kleinen, was auf skalierungsbedingte Kostendegressionseffekte zurückzuführen ist. Die optimierten Verfahren weisen hingegen leicht höhere spezifische Gestehungskosten des Biodiesels auf. 17

18 Spezifische Gestehungskosten (in EUR/t) KBR GBR GBO PHGLY GBO GLYREF Variable Betriebskosten (Rohmaterial) Fixe Betriebskosten Gutschriften Variable Betriebskosten (Verbrauchsmittel/Energie) Kapitalkosten Gesamt Abbildung 9: Gestehungskosten für die Biodieselproduktion 5 Zusammenfassung Aus der Bestandsaufnahme liegt eine umfangreiche Erfassung und Dokumentation der Verfahrenstechnik in Biokraftstoffanlagen vor. Daraus konnten virtuelle Biokraftstoffanlagen als Simulationsmodelle entwickelt werden, die für weitere Untersuchungen zur Verfügung stehen. Durch die einzelnen untersuchten Optimierungsansätze lassen sich die THG-Emissionen der Kraftstoffe verbessern. Allerdings sind die Effekte stark von den Festlegungen der Berechnungsmethodik nach der Biokraft-NachV abhängig. Beispielsweise verringern sich durch eine Verarbeitung von Vinasse und Rübenschnitzeln zu Biogas die Emissionen der Ethanolkonversion aus Zuckerrüben um 12,4 gco2-äq./mj Ethanol. Der Gesamteffekt dieser Maßnahme wird jedoch dadurch geschmälert, dass durch Nutzung von Rübenschnitzeln und Vinasse weniger Nebenprodukte anfallen. Diese stehen dadurch nicht mehr für eine Allokation der Emissionen zur Verfügung. Über die gesamte Verarbeitungskette inklusive Rohstoffanbau und -transport bleibt in diesem Beispiel immerhin noch eine Verringerung um 8,2 gco2äq./mj Ethanol. Die einzelnen untersuchten Optimierungsansätze sind damit geeignet um einen Beitrag zu den steigenden Anforderungen bezüglich THG-Minderungen an Biokraftstoffe zu leisten. Kombinationen der einzelnen Maßnahmen konnten nicht untersucht werden, bieten aber Raum für weitere THG-Einsparungen. Neben den hier untersuchten verfahrenstechnischen Maßnahmen können zudem auch die Emissionen in der Vorkette adressiert werden. Hier sind durch Änderungen der Praxis beim Rohstoffanbau und die Umstellung der Brennstoffe zur Energieversorgung der Anlagen THG-Einsparungen erzielbar. Aus dem Kontakt in die Industrie lässt sich zudem feststellen, dass die deutsche Biokraftstoffindustrie Produktionsanlagen betreibt, die bereits ein hohes Niveau an Effizienz erreicht haben. An vielen Standorten sind zudem weitere Maßnahmen und Umbauten geplant, bei denen neben der Wirtschaftlichkeit auch die weitere Verbesserung der THG-Bilanz eine Rolle spielt. 18

19 Publikationen Bisher erschienene Reports DBFZ Report Nr. 1 Bewertung und Minderung von Feinstaubemissionen aus häuslichen Holzfeuerungsanlagen DBFZ Report Nr. 2 Methodische Vorgehensweise zur Standortidentifikation und Planung der Biomassebereitstellung für Konversionsanlagen am Beispiel von Bio-SNG-Produktionsanlagen DBFZ Report Nr. 3 Feinstaubminderung im Betrieb von Scheitholzkaminöfen unter Berücksichtigung der toxikologischen Relevanz DBFZ Report Nr. 4 Identifizierung strategischer Hemmnisse und Entwicklung von Lösungsansätzen zur Reduzierung der Nutzungskonkurrenzen beim weiteren Ausbau der Biomassenutzung DBFZ Report Nr. 5 Optimierung und Bewertung von Anlagen zur Erzeugung von Methan, Strom und Wärme aus biogenen Festbrennstoffen DBFZ Report Nr. 6 Katalytisch unterstützte Minderung von Emissionen aus Biomasse-Kleinfeuerungsanlagen DBFZ Report Nr. 7 Final Report - Global and Regional Spatial Distribution of Biomass Potentials - Status quo and options for specification - DBFZ Report Nr. 8 - Kompakt - Sammelband DBFZ Report Nr. 9 Analyse und Bewertung ausgewählter zukünftiger Biokraftstoffoptionen auf der Basis fester Biomasse DBFZ Report Nr. 10 Ermittlung des Verbrauchs biogener Festbrennstoffe im Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD-Sektor) - Endbericht DBFZ Report Nr. 11 Monitoring Biokraftstoffsektor DBFZ Report Nr. 12 Monitoring zur Wirkung des Eneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse DBFZ Report Nr. 13 Basisinformationen für eine nachhaltige Nutzung von landwirtschaftlichen Reststoffen zur Bioenergiebereitstellung DBFZ Report Nr. 14 Holzpelletbereitstellung für Kleinfeuerungsanlagen DBFZ Report Nr. 15 Politics and Economics of Ethanol and Biodiesel Production and Consumption in Brazil DBFZ Report Nr. 16 Algae biorefinery - material and energy use of algae DBFZ Report Nr. 17 Grünlandenergie Havelland - Entwicklung von übertragbaren Konzepten zur naturverträglichen energetischen Nutzung von Gras und Schilf am Beispiel der Region Havelland - Endbericht DBFZ Report Nr. 18 Kleintechnische Biomassevergasung - Option für eine nachhaltige und dezentrale Energieversorgung DBFZ Report Nr. 19 Hy-Now - Evaluierung der Verfahren und Technologien für die Bereitstellung von Wasserstoff auf Basis von Biomasse DBFZ Report Nr. 20 KlimaCH4 - Klimaeffekte von Biomethan

20 DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße Leipzig Telefon: +49 (0) Fax: +49 (0)