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DECHEMA - CO2Plus-Statuskonferenz, 17. April 2018, Berlin
Dr. Claus Beckmann, BASF SE
Dekarbonisierung der chemischen Industrie?
Technologische Optionen zur Vermeidung von CO2-Emissionen und ihrer stofflichen Nutzung
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
BASF – We create chemistry
Segmentstruktur der BASF
3
PerformanceProducts
Dispersions & PigmentsCare Chemicals
Nutrition & HealthPerformance Chemicals
Functional Materials & Solutions
Functional Materials & Solutions
ConstructionChemicals
Coatings
Catalysts
Performance Materials
Crop Protection
AgriculturalSolutions
Oil & Gas
Oil & Gas
Chemicals
Monomers
Intermediates
Petrochemicals
Standort Ludwigshafen der BASF
4
Standort Fläche 10 km²
Produktionsanlagen 160 Ufer Länge 6 km Straßen 115 km Schienen 213 km Rohrleitungen 2600 km
BASF SE – Energie Bilanz 2016
Kraftwerke Produktion
Strom: 6,3 TWh
Strom Ausspeisung: 0,7 TWh
Erdgas: 15,6 TWh
Strom Bezug: 0,1 TWh
BASF Ludwigshafen
Dampf7,0 TWh
> 1.000 MW
BASF Energieversorgung mit gasbasierter KWK
Sekundär Brennstoffe:1,5 TWh
Produkte der chemischen Industrie enthalten mindestens 50% Kohlenstoff –„Dekarbonisierung“ ist kein geeigneter Begriff!
Öl & Gas Petro-Chemikalien
Basis Chemikalien Polymere Spezialitäten Aktive
Inhaltsstoffe
Olefine SpezialChemikalien
ZwischenProdukte
HochleistungsKunststoffe
Feinchemikalien
Polyolefine
Anorganika FunktionsChemikalien
Agro-chemikalien
IndustrieGase
• Ethylen• Propylen• Butadien
• Additive
• Butandiol• THF• HMDA
• Polycarbonate• ABS/SAN• PMMA
• Pharma Vorprodukte• Vitamine• Geschmacks- & Duftstoffe
• PE• PP
• Ammoniak • Pigmente• Dispersionen• Coatings
AnwendungsBeispiele
• Folien• Kältemittel
• Düngemittel• Kühlflüssigkeiten
• PET Flaschen• Plexiglas
• Lichtschutz• “Lotus effect” coatings
• Herbizide• Food & nutrition
Kannegieser 2008, Value Chain Management in the Chemical Industry
Fast alleBestandteileund ProdukteenthaltenKohlenstoff !
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
Zentrale Strom- und Dampfbereitstellung in
hocheffizienter, gasbasierter KWK
Dezentrale Strom- und Heizwärmebereitstellung in den
Produktionsanlagen
100%Reaktionen in der chemischen
Wertschöpfung
50%
Welche Optionen gibt es?
THG-Emissionsreduktion an den Standorten der Chemischen IndustrieVerminderung Steigerung der Effizienz katalytische Reduktion von N2O Prozessoptimierung
Nutzung regenerativ erzeugten Stroms statt fossiler BrennstoffeAbscheiden: CO2 Abtrennung und Sequestrierung (CCS)
Nutzung von CO2 als Rohstoff für die Chemische IndustrieStoffliche Nutzung als C-Quelle (CCU) aus Punktquellen
am Standort Meistens keine dauerhafte CO2-Bindung => nicht THG neutral
Nutzung von Biomasse als Rohstoff für die Chemische Industrie=> THG neutral
Option 1: Verminderung durch Effizienzsteigerung
Entwicklung in der BASF seit 1990 Index 1990 = 100%, BASF Gruppe ohne Öl und Gas Geschäft
0
50
100
150
200
250
1990 1996 2002 2008 2014
Menge Verkaufsprodukte
absolute THG Emissionen
spezifische THG Emissionen
+102%
−50.2%−75.4%
100
Option 2: Stoffliche Verwertung von CO2 mittels CCUEn
ergi
egeh
alt
H H
H C C H
H H
O
H HO C O H2O
CO2
Wo ist das Problem?
Thermodynamische HürdenCO2 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 CO2 Emission sogar noch an!
Auch Wasser ist auf niedrigstem Energieniveau! H2 Bereitstellung für CCU durch Elektrolyse bedeutet hoher Strombedarf
Fazit: sowohl die Gewinnung von Kohlenstoff mit CCUals auch die Bereitstellung von H2 benötigt sehr große Mengen regenerativ erzeugten Stroms
Wo ist das Problem?
Mengen Problem 1: Erneuerbarer StromCO2 Emissionsmenge aus der deutschen Grundstoffchemie
23 Mio t/a (2,5% der THG Emission von 900 Mio t/a in DE)Theoretischer H2 Bedarf für CCU: 185 TWh (via Wasser Elektrolyse)Strommenge aus Erneuerbaren in DE: 210 TWh *Gesamtstrommenge in Deutschland: 545 TWh *
Umwandlung von 2,5% der deutschen CO2 Emission mittels CCU würde 34% der gesamten deutschen Strommenge benötigen.
* 2017
Wo ist das Problem?
Mengen Problem 2: C Bedarf der Chemischen IndustrieBedarf der Chemischen Industrie an Kohlenstoff ist begrenztCO2 Menge eines einzigen großen Stahlwerkes deckt den C Bedarf der
gesamten europäischen Methanol Produktion (Großprodukt!)
Deutliche Grenzen für Übernahme von CO2 aus anderen Sektoren
Herausforderung: H2 Bedarf für CCU klimaneutral und energieeffizient bereitstellen
Optionale Wege der CO2 freien H2 ErzeugungPhotobiologische Wasserspaltung mit Grünalgen, PurpurbakterienPhoto(elektro)katalytische WasserspaltungThermische Wasserspaltung durch
regenerative Systeme (hohe Temperatur)Vergasung von BiomasseFermentativ aus Zucker oder StärkeSpaltung von Methan
Wasserstoff Gewinnung ohne direkte CO2-Emissionen ist mitgeringem Energieaufwand möglich (thermodynamischer Mindestaufwand)
C(s)+2H2(g)
CH4(g)
H2O(l)
H2(g)+0,5 O2
(g)
∆Hro=+37kJ
mol H2
∆Hro=+286kJ
mol H2
H2 durch Wasserelektrolyse H2 durch Methanpyrolyse
Aber: fossiler Rohstoff MethanAlternativ: Biomethan (Verfügbarkeit?)Synthetisches Methan energetisch unsinnig
87% geringerer Energieeinsatz
Methanpyrolyse
CO2-/Carbon Footprint [kg CO2 / kg H2]
BiomasseVergasung
KohleVergasung
Kosten der H2 Produktion
Elektrolyse (Wasser)Strom 100 % erneuerbar
Methan Steam Reforming
Solar Thermocycle
Strom aus deutschem Netzmit EE Anteil in 2030
Strom 100 % erneuerbar
Methan
Energie
H2
Elementares C
SyngasCO2
Methan PyrolyseCH4 2 H2 + C
CO2 Emission ausEnergieversorgung
Methanpyrolyse
?
optional
aktuellR&D-ProjektBMF gefördert 2013 - 2017
Pilot Anlage~ 20-40 Mio. € Investment start-up > 2020, TRL 6-7
großtechnischeDemonstrations Anlage~100 Mio. € Investmentstart-up > 2024, TRL 8-9
Risiken• Machbarkeit einer großtechnischen Anlage• Konkurrierende CCU in anderen Sektoren (Stahl)• Wirtschaftlichkeit
Methanpyrolyse Projekt Ausblick
Option 2: Nutzung von Biomasse (Biomethan) anstelle fossilem CO2
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 CO2
dena Studie 2017
Option 3: synthetische Kraftstoffe (CCU)
Kraftstoff-bedingte CO2 Emissionen 161 Mio t/a (im Verkehr)
Ersatz für Benzin (Methanol) und Diesel (OME) erfordert : 40 Mio t Synfuel 100 Mio t CO2 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: CO2 Verwendung in der BASF
Einsatz von CO2 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
Abscheidung Photosynthese
Ressourceneffizienzin der Produktion
Werkstoffliche Verwertung
Rohstoffliche Verwertung*
chemische Zerlegung
chemische Grundstoffe
Energetische Verwertung
Verbrennung
Wärme, Strom
Stoffliche CO2-Nutzung Bioökonomie
Energie CO2
CO2 als Rohstoff
Biomasse als Rohstoff
Werkstoffe
SortierungA b
f a ll
Ressourcenschonung bei der Nutzung
Wieder-verwendungDesign
* Depolymerisation, Pyrolyse, Vergasung. Auch: Einsatz als Reduktionsmittel im Hochofen bei der Stahlerzeugung
Produkte
Chemie-Produktion
Quelle: VCI