Dekarbonisierung der chemischen Industrie? Technologische Optionen zur Vermeidung von CO 2 -Emissionen und ihrer stofflichen Nutzung DECHEMA - CO 2 Plus-Statuskonferenz, 17. April 2018, Berlin Dr. Claus Beckmann, BASF SE
BASF We create chemistry Unsere Chemie wird in nahezu allen Branchen eingesetzt Wir verbinden wirtschaftlichen Erfolg, gesellschaftliche Verantwortung und den Schutz der Umwelt Umsatz 2017: 64.475 Millionen EBIT 2017: 8.522 Millionen Mitarbeiter (31.12.2017): 115.490 6 Verbund- und 347 weitere Produktionsstandorte
Segmentstruktur der BASF Chemicals Performance Products Functional Functional Materials Materials & & Solutions Solutions Agricultural Solutions Oil & Gas Petrochemicals Monomers Intermediates Dispersions & Pigments Care Chemicals Nutrition & Health Catalysts Construction Chemicals Coatings Crop Protection Oil & Gas Performance Chemicals Performance Materials 3
Standort Ludwigshafen der BASF Standort Fläche 10 km² Produktionsanlagen 160 Ufer Länge 6 km Straßen 115 km Schienen 213 km 4 Rohrleitungen 2600 km
BASF SE Energie Bilanz 2016 BASF Ludwigshafen Kraftwerke Sekundär Brennstoffe: 1,5 TWh Produktion Erdgas: 15,6 TWh Dampf 7,0 TWh Strom Bezug: 0,1 TWh > 1.000 MW Strom: 6,3 TWh Strom Ausspeisung: 0,7 TWh BASF Energieversorgung mit gasbasierter KWK
Produkte der chemischen Industrie enthalten mindestens 50% Kohlenstoff Dekarbonisierung ist kein geeigneter Begriff! Öl & Gas Petro- Chemikalien Basis Chemikalien Polymere Spezialitäten Aktive Inhaltsstoffe Fast alle Bestandteile und Produkte enthalten Kohlenstoff! Industrie Gase Olefine Ethylen Propylen Butadien Polyolefine PE PP Zwischen Produkte Butandiol THF HMDA Anorganika Ammoniak Hochleistungs Kunststoffe Polycarbonate ABS/SAN PMMA Funktions Chemikalien Pigmente Dispersionen Coatings Spezial Chemikalien Additive Feinchemikalien Pharma Vorprodukte Vitamine Geschmacks- & Duftstoffe Agrochemikalien Anwendungs Beispiele Folien Kältemittel Düngemittel Kühlflüssigkeiten PET Flaschen Plexiglas Lichtschutz Lotus effect coatings Herbizide Food & nutrition Kannegieser 2008, Value Chain Management in the Chemical Industry
Politischer Rahmen für die Diskussion über die Minderung von Treibhausgasemissionen von mind. 80% bis 2050 Ziele für die THG-Emissionsreduktion EU: 2050 minus 80-95% vs 1990 D: 2040 minus 70% vs 1990 Chemische Industrie Größter industrieller Energieverbraucher in Europa mit ~20% Anteil Drittgrößter industrieller THG-Emittent von ~120 Millionen t/a* trotz -60% seit 1990 *THG Emissionen: Total in EU in 2014: 4.420 Mio t/a, davon Industrie 840 Beispiel: BDI Klimapfadstudie 2018
Treibhausgasemission drei wesentliche Bereiche in der BASF Reaktionen in der chemischen Wertschöpfung 100% Dezentrale Strom- und Heizwärmebereitstellung in den Produktionsanlagen 50% Zentrale Strom- und Dampfbereitstellung in hocheffizienter, gasbasierter KWK
Welche Optionen gibt es? THG-Emissionsreduktion an den Standorten der Chemischen Industrie Verminderung Steigerung der Effizienz katalytische Reduktion von N 2 O Prozessoptimierung Nutzung regenerativ erzeugten Stroms statt fossiler Brennstoffe Abscheiden: CO 2 Abtrennung und Sequestrierung (CCS) Nutzung von CO 2 als Rohstoff für die Chemische Industrie Stoffliche Nutzung als C-Quelle (CCU) aus Punktquellen am Standort Meistens keine dauerhafte CO 2 -Bindung => nicht THG neutral Nutzung von Biomasse als Rohstoff für die Chemische Industrie => THG neutral
Option 1: Verminderung durch Effizienzsteigerung 250 200 Entwicklung in der BASF seit 1990 Index 1990 = 100%, BASF Gruppe ohne Öl und Gas Geschäft +102% Menge Verkaufsprodukte 150 100 100 50 0 1990 1996 2002 2008 2014 50.2% 75.4% absolute THG Emissionen spezifische THG Emissionen
Option 2: Stoffliche Verwertung von CO 2 mittels CCU H H Energiegehalt H C C H H H O C O H O H H 2 O CO 2
Wo ist das Problem? Thermodynamische Hürden CO 2 ist energetisches Endprodukt aus Verbrennungsprozessen ( Schlacke ). Anhebung auf höheres Energieniveau erfordert höheren Energieeinsatz als bei der Verbrennung ursprünglich freigesetzt wurde. Diese Energie muss regenerativ bereitgestellt werden, sie darf nicht fossilen Ursprungs sein, sonst steigt die CO 2 Emission sogar noch an! Auch Wasser ist auf niedrigstem Energieniveau! H 2 Bereitstellung für CCU durch Elektrolyse bedeutet hoher Strombedarf Fazit: sowohl die Gewinnung von Kohlenstoff mit CCU als auch die Bereitstellung von H 2 benötigt sehr große Mengen regenerativ erzeugten Stroms
Wo ist das Problem? Mengen Problem 1: Erneuerbarer Strom CO 2 Emissionsmenge aus der deutschen Grundstoffchemie 23 Mio t/a (2,5% der THG Emission von 900 Mio t/a in DE) Theoretischer H 2 Bedarf für CCU: Strommenge aus Erneuerbaren in DE: 210 TWh * Gesamtstrommenge in Deutschland: 545 TWh * 185 TWh (via Wasser Elektrolyse) Umwandlung von 2,5% der deutschen CO 2 Emission mittels CCU würde 34% der gesamten deutschen Strommenge benötigen. * 2017
Wo ist das Problem? Mengen Problem 2: C Bedarf der Chemischen Industrie Bedarf der Chemischen Industrie an Kohlenstoff ist begrenzt CO 2 Menge eines einzigen großen Stahlwerkes deckt den C Bedarf der gesamten europäischen Methanol Produktion (Großprodukt!) Deutliche Grenzen für Übernahme von CO 2 aus anderen Sektoren
Herausforderung: H 2 Bedarf für CCU klimaneutral und energieeffizient bereitstellen Optionale Wege der CO 2 freien H 2 Erzeugung Photobiologische Wasserspaltung mit Grünalgen, Purpurbakterien Photo(elektro)katalytische Wasserspaltung Thermische Wasserspaltung durch regenerative Systeme (hohe Temperatur) Vergasung von Biomasse Fermentativ aus Zucker oder Stärke Spaltung von Methan
Wasserstoff Gewinnung ohne direkte CO 2 -Emissionen ist mit geringem Energieaufwand möglich (thermodynamischer Mindestaufwand) H 2 durch Wasserelektrolyse H 2 durch Methanpyrolyse H 2 O (l) H 2 (g) +0,5 O 2 (g) H r o =+286 kj mol H 2 CH 4 (g) C (s) +2H 2 (g) H r o =+37 87% geringerer Energieeinsatz kj mol H 2 Aber: fossiler Rohstoff Methan Alternativ: Biomethan (Verfügbarkeit?) Synthetisches Methan energetisch unsinnig
Methanpyrolyse optional CO 2 Syngas Kosten der H 2 Produktion CO 2 Emission aus Energieversorgung H 2 Solar Thermocycle Energie Methan Pyrolyse CH 4 2 H 2 + C Elektrolyse (Wasser) Strom 100 % erneuerbar Biomasse Vergasung Methan Elementares C? Methanpyrolyse Strom 100 % erneuerbar Strom aus deutschem Netz mit EE Anteil in 2030 Methan Steam Reforming Kohle Vergasung CO 2 -/Carbon Footprint [kg CO 2 / kg H 2 ]
Methanpyrolyse Projekt Ausblick Risiken Machbarkeit einer großtechnischen Anlage Konkurrierende CCU in anderen Sektoren (Stahl) Wirtschaftlichkeit Pilot Anlage ~ 20-40 Mio. Investment start-up > 2020, TRL 6-7 großtechnische Demonstrations Anlage ~100 Mio. Investment start-up > 2024, TRL 8-9 aktuell R&D-Projekt BMF gefördert 2013-2017
Option 2: Nutzung von Biomasse (Biomethan) anstelle fossilem CO 2 Nachhaltige verfügbare Biomasse in Deutschland nur begrenzt ausbaubar Teller / Tank Problematik auch bei industrieller Verwendung vermeiden! Es existieren ca. 9.000 Biogas Anlagen in DE, Umrüstung von 10 20% könnte 10 21 TWh Biomethan ergeben.* Gesamtpotential aus industriellen Rest- und Abfallstoffen: ca 100 TWh* Industrielle Biomasse Nutzung löst nicht das THG Emissionsproblem * dena Studie 2017
Option 2: Nutzung von Biomasse anstelle fossilem CO 2 dena Studie 2017
Option 3: synthetische Kraftstoffe (CCU) Kraftstoff-bedingte CO 2 Emissionen 161 Mio t/a (im Verkehr) Ersatz für Benzin (Methanol) und Diesel (OME) erfordert : 40 Mio t Synfuel 100 Mio t CO 2 in konzentrierter Form (C aus Industrieabgasen fossil!) Hohe Produktionskosten (3-5 mal höher als konventionell) Alternative zu Elektromobilität => wie entwickelt sich der Markt??
Kostenvergleich von alternativen und konventionellen Kraftstoffen w/o costs & emissions for batteries and fuel stack
Bereits existent: CO 2 Verwendung in der BASF Einsatz von CO 2 in der BASF für Harnstoff für Salmiak für Ammoncarbonate für Propylen- & Ethylencarbonat für Salpetersäure für Sonstiges im Verbund
Zirkuläre Wirtschaft: Mögliche Kreisläufe für die Chemie Verbrennung Ressourcenschonung bei der Nutzung Energie CO 2 Produkte A b f a l l Sortierung chemische Zerlegung Abscheidung Photosynthese Design Wiederverwendung Werkstoffliche Verwertung Rohstoffliche Verwertung* Energetische Verwertung Stoffliche CO 2 -Nutzung Bioökonomie Chemie- Produktion Werkstoffe chemische Grundstoffe Wärme, Strom Ressourceneffizienz in der Produktion CO 2 als Rohstoff Biomasse als Rohstoff Quelle: VCI * Depolymerisation, Pyrolyse, Vergasung. Auch: Einsatz als Reduktionsmittel im Hochofen bei der Stahlerzeugung