Ökologische und ökonomische Bewertung der Produktion von ... · 2.3 Charakteristik der betrachteten Konzepte zur Methanolproduktion Im Rahmen dieser Kurzstudie wurde die Produktion

Deutsches BiomasseForschungsZentrum gemeinnützige GmbH

German Biomass Research Centre

ÖkologischeundökonomischeBewertungder

ProduktionvonBiomethanolfürdie

Biodieselherstellung

Kurzstudie

StefanMajer

ArneGröngröft

Mai2010

Alleingesellschafterin des DBFZ Deutsches BiomasseForschungsZentrum gemeinnützige GmbH ist die Bundesrepublik Deutschland, vertreten durch das Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz (BMELV).

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Erstelldatum: 03.05.2010

ProjektnummerDBFZ: 3514000

Inhaltsverzeichnis

KurzstudieBiomethanolfürdieBiodieselproduktion–02/2010 II

INHALTSVERZEICHNIS

1 HintergrundundZielstellung ..................................................................................4

2 GrundlagenderMethanolproduktion .....................................................................4 2.1 MethanolproduktionausErdgasbzw.Biomethan........................................................ 4 2.2 MethanolproduktionausBio‐Synthesegas ................................................................... 6 2.3 CharakteristikderbetrachtetenKonzeptezurMethanolproduktion ............................ 6

2.3.1 MethanolproduktionaufderBasisvonErdgas............................................................. 6 2.3.2 MethanolproduktionaufderBasisvonBiomethanausBiogas.................................... 6 2.3.3 MethanolproduktionaufderBasisvonBiomethanausBio‐SNG ................................. 8 2.3.4 MethanolproduktionaufderBasisvonSynthesegasausWRHundKUP ..................... 9

3 ÖkologischeBewertungderBiomethanolproduktion............................................ 10 3.1 Methodik..................................................................................................................... 10 3.2 Ergebnisse ................................................................................................................... 11

3.2.1 TreibhausgasemissionenderBiomethanolproduktion............................................... 11 3.2.2 EffektebeimBiomethanoleinsatzfürdieBiodieselproduktion .................................. 14

4 ÖkonomischeBewertungderBiomethanolproduktion ......................................... 15 4.1 Methodik..................................................................................................................... 15

4.1.1 KapitalgebundeneKosten........................................................................................... 16 4.1.2 VerbrauchsgebundeneKosten.................................................................................... 17

4.2 Ergebnisse ................................................................................................................... 18 4.2.1 GestehungskostenfürBiomethanol ........................................................................... 18 4.2.2 EffektebeiBiomethanoleinsatzfürdieBiodieselproduktion ..................................... 19

5 Schlussfolgerungen............................................................................................... 20

6 Literatur‐undReferenzverzeichnis ....................................................................... 21

Abkürzungsverzeichnis

KurzstudieBiomethanolfürdieBiodieselproduktion–02/2010 III

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

Abb. Abbildung

Äq. Äquivalent

Bio‐SNG Bio‐SyntheticNaturalGas

GUE Gülle

KUP Kurzumtriebsplantage

MeOH Methanol

NAWARO NachwachsendeRohstoffe

RME Rapsölmethylester

THG Treibhausgas

WRH Waldrestholz

Hintergrund und Zielstellung

KurzstudieBiomethanolfürdieBiodieselproduktion–02/2010 4

1 HINTERGRUNDUNDZIELSTELLUNG

Durch die gegenwärtigen politischen Rahmenbedingungen auf europäischer und nationaler Ebenesowie die zunehmende öffentliche Debatte um die Nachhaltigkeit einer verstärktenBiokraftstoffnutzung gewinnt die ökologische Beurteilung der Biokraftstoffproduktion und ‐nutzungzunehmendanBedeutung.Mit derVerabschiedungder EUDirektive 2009/28/EC (RES‐D) und ihrernationalen Umsetzung im Rahmen der Biokraft‐NachV wird zukünftig die Einhaltung bestimmterEinsparziele für Treibhausgasemissionen (THG) für Biokraftstoffe verbindlich[1],[2]. Vor diesemHintergrund istes fürBiokraftstoffproduzentendaherzukünftigentscheidend,möglicheökologischeOptimierungspotentialeinderTreibhausgasbilanzihresKraftstoffeserkennenundnutzenzukönnen.Neben verschiedenen Ansätzen zur Optimierung der THG‐Bilanz durch die Substitution fossilerEnergieträgerkönnteauchderEinsatzvonMethanolausbiogenenRohstoffen,bzw.dieökologischeOptimierung der konventionellen Methanolproduktion ein Ansatz zur Verbesserung derTreibhausgasbilanz von Biodiesel auf Rapsölbasis sein. Um das ökologische und ökonomischePotential dieses Optimierungsansatzes näher bewerten zu können, werden im Rahmen dieserKurzstudiedieTreibhausgasbilanzunddieGestehungskostenvonMethanolausbiogenenRohstoffenmit konventionellproduziertemMethanolaufderBasis vonErdgasverglichenundderenEffektaufdie THG‐Emissionen und Kosten der Biodieselproduktion abgeschätzt. Dazu werden im erstenAbschnittderStudienocheinmaldieGrundlagenderMethanolproduktionsowiedieCharakteristikader betrachteten Produktionslinien in Kurzform skizziert. Die betrachteten Biomethanol‐Produktionslinien werden anschließend einer ökologischen und ökonomischen Bewertungunterzogen. Aus den Ergebnissen werden abschließend Schlussfolgerungen für den Einsatz vonBiomethanolinderBiodieselproduktionabgeleitet.

2 GRUNDLAGENDERMETHANOLPRODUKTION

2.1 MethanolproduktionausErdgasbzw.Biomethan

DieProduktionvonMethanolerfolgtinDeutschlandderzeitaufBasisvonSynthesegasausErdgasundRückstandsölen der Erdölverarbeitung[3]. Dabei lässt sich der Verfahrensablauf der industriellenMethanolproduktiongrundsätzlichindieinAbb.1dargestelltenHauptprozessschritteunterteilen.

Grundlagen der Methanolproduktion


Abb.1 VereinfachterProzessflussderMethanolproduktionaufBasisvonErdgasbzw.Biomethan

Eine im Regelfall über das Gasnetz erfolgende (Bio‐)methanbereitstellung frei Methanolanlagevorausgesetzt,erfolgtimerstenProzessschrittzunächsteineGasentschwefelung.DieserschließtsicheinesogenanntekatalytischeDampfspaltung(Reformierung)desAusgangsproduktes(Methan)an.Indiesem Prozessschritt wird Methan zunächst mit Wasserdampf zu Wasserstoff undKohlenstoffmonoxid umgesetzt (siehe Gl.1). In der parallel auftretenden exothermenWasser‐Gas‐Shift‐Reaktion erfolgt die Umsetzung von Kohlenmonoxid und Wasser zu Kohlenstoffdioxid undWasserstoff (siehe Gl.2). Mittels Druckwechseladsorption wird der für die MethanolsysntheseerforderlicheStöchiometriefaktordesSynthesegases(VerhältnisvonH2/CO)angepasst.Dabeiwirdjenach Synthesebedingungen (u.a. abhängig vonReaktortemperatur,DruckundKatalysator) ein (H2‐CO2):(CO+CO2) Verhältnis von 2,1:1 angestrebt. Das auf dieseWeise produzierte Synthesegas wirdaufgereinigt komprimiert undunter Einsatz vonKatalysatoren zuMethanol umgesetzt (sieheGl.3).Der Prozess derMethanolsynthese verläuft exotherm. Durch tiefe Temperaturen und hoheDrückewirddasReaktionsgleichgewichtaufdieSeitederReaktionsprodukteverschoben.

Gl.1

Gl.2

Gl.3



DasproduzierteRohmethanolwirdabschließend ineinermehrstufigenDestillationaufgereinigtundvonleicht‐undschwerflüchtigenNebenproduktenbefreit.

2.2 MethanolproduktionausBio‐Synthesegas

Die Produktion von Biomethanol auf der Basis von Synthesegas (aus biogenen, im Regelfall festenholzartigen Rohstoffen) erfolgt nach thermo‐chemischer Konversion der Biomasse über Vergasung,mehrstufigeGasreinigungund ‐konditionierung imWesentlichennachdemgleichenProzessschemawie die Produktion auf der Basis von Erdgas/Biomethan. Nach der Einstellung der gewünschtenSynthesegaskomposition erfolgt, analog zum oben beschriebenen Bildungsmechanismus, dieMethanolsynthesesowiedieanschließendeAufbereitungdesproduziertenRohmethanols.

2.3 CharakteristikderbetrachtetenKonzeptezurMethanolproduktion

Im Rahmen dieser Kurzstudie wurde die Produktion von Methanol auf der Grundlage von dreiunterschiedlichen Rohstoffen untersucht. Als Referenzkonzept wurde dabei zunächst dieMethanolproduktion auf der Basis von Erdgas betrachtet. Diesem Referenzkonzept wurde dieProduktionvonMethanolaufderBasisvonBiomethanbzw.Bio‐Synthesegasgegenübergestellt.Fürdie Bereitstellung von Biomethan wurde dabei ein Konzept zur Produktion auf der Basis vonsynthetischemErdgasausWRH(Bio‐SNG)sowiedieBiomethanproduktionausBiogas(zweiKonzeptemit unterschiedlichen Substratzusammensetzungen) betrachtet. Diesen Konzepten derMethanolproduktion auf der Basis von Erdgas, Biomethan aus Bio‐SNG bzw. Biogas wurdeabschließend eine Betrachtung der Methanolproduktion auf der Basis von Synthesegas ausWaldrestholzbzw.ausKUPgegenübergestellt.

2.3.1 MethanolproduktionaufderBasisvonErdgas

DiefürdieBewertungerforderlichenStoff‐undEnergieströmefürdieBilanzierungvonMethanolausErdgas basieren auf einer Veröffentlichung von Althaus et al.[4]. Diese Veröffentlichung bildet dieGrundlage eines entsprechenden Datensatzes in der Ökobilanzdatenbank Ecoinvent2.0. DerDatensatz wurde für die ökobilanzielle und ökonomische Bewertung an die Bedingungen einerMethanolproduktion in Deutschland angepasst. Hierzu wurden regional bezogene Daten desOriginaldatensatzes durch deutsche Regionaldaten (z.B. Strommix) ersetzt. Der verwendeteDatensatz enthält in aggregierter Form alle Input‐ und Outputströme zurMethanolproduktion ausErdgas. Das in dem verwendeten Datensatz eingesetzte Erdgas stammt Schwerpunktmäßig ausrussischerProduktionundzueinemgeringenTeilausNordeuropa.

2.3.2 MethanolproduktionaufderBasisvonBiomethanausBiogas

NebendembetrachtetenReferenzpfadwurdeimRahmendieserKurzstudiedieMethanolerzeugungaus Biomethan auf der Basis von Biogas untersucht. Da sich die ökonomische und ökologischeBewertung unterschiedlicher Biogaspfade in Abhängigkeit verschiedener Einflussparameter (z.B.eingesetztes Substrat, verwendete Prozesstechnik zur Biogasaufbereitung, etc.) teilweise starkunterscheidet und der verwendete Rohstoff auch in der Bewertung des Produktes Methanol vongroßer Bedeutung ist, werden im Rahmen dieser Studie zwei unterschiedliche Konzepte zurProduktion vonBiomethan ausBiogasbetrachtet.DieseKonzepteentsprechendemgegenwärtigenStandderTechnikundorientierensichamBestandvonBiogasanlageninDeutschland.DieGrundzügedieser Konzepte sind in den folgenden Abb.2 undAbb.3 dargestellt[5]. Beide Konzepte zurBiomethanproduktionaufBasisvonBiogassindzunächstgrobindieAbschnitteRohbiogasgestehungund Biogasaufbereitung unterteilt. Die Rohbiogasgestehung umfasst die Vorbehandlung (inklusiveSilierung,LagerungundSubstrataufbereitung),dieFermentation(NassfermentermitNachgärer),denGasspeicher, einen Brennwertkessel zur Fermenterbeheizung und die Gärrestaufbereitung. DieAufbereitung des Biogases beinhaltet die Trocknung, die Entschwefelung, dieMethananreicherung



und die Druckanpassung. Der Substratinput beider Anlagenkonzepte setzt sich jeweils ausunterschiedlichen Mengen Gülle, Nawaro und Reststoffen zusammen. Gülle steht dabei fürRindergülle, die eingesetzten Nawaro setzen sich aus einem gängigen Mix aus Maissilage,GanzpflanzensilageundGetreidekornzusammen.

Beide Konzepte spiegeln den derzeitigen Stand der Biomethanproduktion wieder und produzierenstündlich250m³NBiomethan.SieunterscheidensichinderArtdesGärsubstratesundimVerfahrenderMethananreicherung. So kommen imerstenKonzept,wie inAbb.2 zu sehen, hälftigGülle undnachwachsendeRohstoffe(SubstratmixausMais,GetreidekornundGetreideganzpflanzensilage)zumEinsatz. DieMethananreicherung erfolgt in diesem Konzeptmit einer Druckwechseladsorption, einVerfahren,dasbisheramhäufigsteninDeutschlandrealisiertwurde.

Abb.2 erstesKonzeptzurMethanerzeugungausBiogasfürdieProduktionvonMethanol[5]

AlszweitesKonzeptzurProduktionvonBiomethanwurdeeinetypischeNawaro‐AnlagewiesieindenletztenJahrensehrhäufigerrichtetwurde(vgl.Abb.3)untersucht.BeschicktwirddieAnlagezu90%mit Nawaro (Nawaro Mix aus Maissilage, Getreidekorn und Getreideganzpflanzensilage) und 10%Rindergülle.DiesesSzenarioistnachderNovellierungdesEEGimJahr2004besonderstypischfürneuerrichteteBiogasanlagen.AufgrundderverändertenSubstratzusammensetzungergibtsichfürdiesesKonzept (imVergleich zumerstenbetrachtetenKonzept zurProduktionvonBiomethanausBiogas)durch die aufwändigere Beschickung ein höherer spezifischer Strombedarf (bezogen auf dieSubstratinputmenge). Auf der anderen Seite sinkt durch die höhere Energiedichte der NawaroallerdingsderBedarfanthermischerEnergiezurVorerwärmungderSubstrate.EineErwärmungderSubstrate ist notwendig, damit das empfindliche Fermentermilieu nicht gestört wird (37°C). AlsMethananreicherungsverfahren wurde für dieses Konzept statt der Druckwechseladsorption eineDruckwasserwäsche verwendet. Diese Technologie ist seit vielen Jahren in Europa im Einsatz undfindetvorallemingroßenNeuanlagenVerwendung.



Abb.3 Stand2005:BG‐2005‐NAWARO/GUE‐2,5MW

Das auf diese Weise produzierte und auf Erdgasqualität aufgereinigte Biomethan wird in dasErdgasnetz eingespeist und analog zur Methanolproduktion aus Erdgas nach dem in Abb.1dargestelltenProzesszurErzeugungvonMethanoleingesetzt.DieBilanzierungderzurökonomischenundökologischenBewertungerforderlichenStoffströmeerfolgteebenfallsaufderBasisvonAlthausetal.[4].

2.3.3 MethanolproduktionaufderBasisvonBiomethanausBio‐SNG

Neben demReferenzpfad zurMethanolerzeugung aus Erdgas und dem beschriebenen Konzept zurMethanolproduktion auf der Basis von Biomethan aus Biogas wurde im Rahmen dieser KurzstudieauchdieMethanolerzeugungausBiomethanaufderBasisvonsynthetischemErdgasausWRH(Bio‐SNG)alseinemöglichezukünftigeOptionuntersucht.AlsGrundlagefürdieBewertungdieserOptionwurdeeinBio‐SNGKonzeptfürdenZeithorizont2010ausderVeröffentlichung„ErdgassubstituteausBiomasse für diemobileAnwendung im zukünftigen Energiesystem“[5] verwendet.Dieses Konzeptentspricht inBezugaufseinetechnischenKomponentenimWesentlichendemamStandortGüssing(Österreich) errichteten Demonstrationsprozess zur thermo‐chemischen Erzeugung von Biomethan.MitBezugaufdieeinzuspeisendenvergleichsweisegrößerenBiomethanmengenerfolgt imRahmendieses Bio‐SNG Konzeptes die Einspeisung bei einem Netzdruck von 16bar. Die Grundzüge undProzessflüssedesbetrachtetenBio‐SNGKonzeptessindinderAbb.4dargestellt.



Abb.4 KonzeptzurBio‐SNGErzeugungfürdieProduktionvonMethanol[5]

Charakteristisch für den dargestellten Bio‐SNG Prozess sind die allotherme Zweibett‐Wirbelschichtvergasung, die Entschwefelungdes ProduktgasesmitHilfe einesAktivkohle‐ und ZnO‐BettessowiedieWirbelschichtmethanisierung.DaparallelzurMethanbildungebenfallsdieCO‐Shift‐Reaktion, bei der Kohlendioxid gebildet wird, im Wirbelschichtreaktor abläuft, ist eineKohlendioxidabscheidung nach der Methanisierung erforderlich. Diese wird mit Hilfe einerAminwäscherealisiert.WährendderMethanisierungnichtumgesetzterWasserstoffwirddurcheineMembranvomRoh‐Biomethanabgetrennt.UmdenWassergehaltdesBiomethansaufeinMinimumzureduzieren(jenachNutzungspfadnotwendig),wirddasGaszusätzlichzurKondensationstrocknungmitTriethylenglykol(TEG)getrocknet[5].

DasproduziertBiomethanwirdindasErdgasnetzeingespeistundanalogzurMethanolproduktionausErdgas und Biomethan aus Biogas nach dem in Abb.1 dargestellten Prozess zur Erzeugung vonMethanol eingesetzt. Die Bilanzierung der zur ökonomischen und ökologischen BewertungerforderlichenStoffströmeerfolgteaufderBasisvonAlthausetal.[4].

2.3.4 MethanolproduktionaufderBasisvonSynthesegasausWRHundKUP

Neben den bereits genannten Konzepten zur Produktion von Methanol aus unterschiedlichenRohstoffen wird abschließend die Erzeugung von Methanol aus Bio‐Synthesegas betrachtet. DieModellierungenundBerechnungenfürdieseBetrachtungenbasierenaufStoff‐undEnergieströmenaus einer Veröffentlichung von Jungbluth et al.[6]. Diese Veröffentlichung ist ebenfalls Grundlageeines entsprechenden Datensatzes in der Ökobilanzdatenbank Ecoinvent2.0. Der Datensatz wurde

Ökologische Bewertung der Biomethanolproduktion


analogzumDatensatz fürMethanolausErdgasentsprechendandieregionalendeutschenSpezifika(z.B.Strommix)angepasst.

DerProzessderHolzvergasungbasiertdabeiaufdeminderAbb.5dargestelltenProzessfließbildzurMethanolerzeugungausSynthesegas.Wie imAbschnitt2.2beschriebenerfolgt imAnschlussandieSynthesegasproduktiondieMethanolerzeugunganalogzurMethanolproduktionausErdgas.

Abb.5 KonzeptzurErzeugungMethanolaufderBasisvonBio‐Synthesegas

3 ÖKOLOGISCHEBEWERTUNGDERBIOMETHANOLPRODUKTION

3.1 Methodik

FürdiebetrachtetenKonzeptezurMethanolproduktionwurdendiespezifischenTHG‐EmissionenproKilogrammproduziertemMethanol berechnet.DieseBerechnung erfolgte aufGrundlageder in derRES‐DdefiniertenBerechnungsmethodik[1].DieWahldieserBerechnungsmethodikzurBestimmungder THG‐Emissionen der betrachteten Methanolkonzepte ergibt sich aus den weiterführendenBetrachtungen zur ökologischen Vorteilhaftigkeit des Biomethanoleinsatzes bei derBiodieselproduktion.UmeinemöglicheVerbesserungderTHG‐BilanzvonBiodieseldurchdenEinsatzvonBiomethanolzuberechnen,isteszunächsterforderlichdiemitdemEinsatzderunterschiedlichenMethanolkonzepteverbundenenTHG‐EmissionennachdergleichenMethodikzubestimmen.



Die Berechnungsmethodik der RES‐D orientiert sich im Wesentlichen am Aufbau der klassischenÖkobilanzierung nach ISO 14040 & ISO 14044[7],[8], schränkt allerdings die Freiheitsgrade derBilanzierungstarkeinundkonzentriertsichmitderErmittlungvonTHG‐EmissionenlediglichaufeineKategorie der Wirkungsabschätzung. Weiterhin gibt die verwandte Berechnungsmethodik klareVorgaben zu den Systemgrenzen der Bilanzierung, zum Umgang mit Koppelprodukten und den zuverwendenden CO2‐Konversionsfaktoren für die Wirkungsabschätzung. Im Fall der durchgeführtenBerechnungen umfasst der Bilanzraum den gesamten Produktlebensweg bis zum fertigen ProduktMethanol. Nebenprodukte werden über eine Allokation nach unterem Heizwert betrachtet. DieWirkungsabschätzung der Emissionen erfolgt nach Konversionsfaktoren des IPCC von 2001.Infrastrukturelle Aufwendungen sind nach den Vorgaben der RES‐D von den Betrachtungenausgeschlossen.

Die für die Bilanzierung gültige funktionelle Einheit wird als 1kg Methanol definiert. AlleBerechnungenundErgebnissewerdenaufdieseGrößebezogen.

3.2 Ergebnisse

3.2.1 TreibhausgasemissionenderBiomethanolproduktion

DieErgebnissederTHG‐EmissionenderuntersuchtenMethanolkonzeptewerdenwesentlichvondenEmissionen der Produktion und Bereitstellung ihrer verwendeten spezifischen Rohstoffe (Erdgas,Biomethan aus Biogas und Bio‐SNG, Synthesegas aus WRH und KUP) dominiert (vgl.Abb.7)beeinflusst.AusdiesemGrundwerdenzunächstdieErgebnisseausderBilanzierungdieserRohstoffedetailliert dargestellt. Um den Einfluss dieser Rohstoffe in der THG‐Bilanz der untersuchtenMethanolpfade besser nachzuvollziehen und sie aufgrund Ihrer unterschiedlichen Energiedichten(Biomethan: 36MJ/kg, Syngas: 5,3MJ/kg,[5],[6]) vergleichbar darzustellen, sind die ErgebnissejeweilsproMJBiomethanbzw.Syngasdargestellt.

Abb.6 TreibhausgasemissionenunterschiedlicherRohstoffbereitstellungspfadefürdieMethanolproduktionbasierendauf[5],[6]

Die dargestellten Werte für die Bereitstellung verschiedener Rohstoffe zur Methanolproduktionweisen eine Bandbreite von 10g/MJ Syngas (für das Konzept der Syngasproduktion ausWRH) bis



45g/MJ Biomethan (für das Konzept Biogas Nawaro/Gue) auf. Eine detaillierte Darstellung desErgebnisses zeigt die Abb.6. Hauptursache für den deutlichen Ergebnisunterschied zwischen denKonzeptenzurErzeugungvonBiomethanundSynthesegassinddieenergieintensiveAufbereitungdeserzeugten Biomethans auf Erdgasqualität (enthalten in den Emissionen der Konversion) sowie dieEmissionen aus der Bereitstellung von nachwachsenden Rohstoffen (Maissilage, Getreidekorn undGetreideganzpflanzensilage)alsBiogassubstrat(Substratbereitstellung).DaimRahmenderKonzepteauf Basis von Bio‐Synthesegas aus KUP sowie aus WRH kein aufbereitetes Biomethan sondernSynthesegas mit einem deutlich geringerem Energieinhalt bereitgestellt wird, entfallen dieAufwendungenundEmissionenfürdieMethanisierungundAufbereitung.DurchdenEinsatzvonKUPundWRH stellen sich in den Pfaden der synthetischen Biomassevergasung die Emissionen aus derSubstratbereitstellungdeutlichgeringerdaralsindenKonzeptenindenennachwachsendeRohstoffeals Substrat eingesetzt werden (Biomethan, Biogas). Diese Emissionen sind in erster Linie vomDüngemitteleinsatz geprägt. Der Einsatz von Düngemitteln entfällt bei der Bereitstellung vonWRHund KUP weitestgehend. Dementsprechend fallen aufgrund des Einsatzes von WRH und KUP dieklimarelevanten Emissionen der Rohstoffbereitstellung für die thermo‐chemischenUmwandlungsprozesse deutlich geringer aus, als die der Substratbereitstellung der bio‐chemischenBiogasprozesse[5].

Während sich für Biomethan aus Bio‐SNG der Prozess Konversion/Biomethanproduktion alsentscheidender Parameter darstellt, haben bei der Erzeugung von Biomethan aus Biogas sowohlKonversion als auch Rohstoffbereitstellung einen gleichermaßen großen Einfluss auf die Höhe derTHG‐Emissionen. Für die Modellierung der Biogasprozesse zur Biomethanbereitstellung wurdeangenommen, dass erzeugte Gärreste als organischer Dünger für den Anbau der Biogassubstratezurückgeführtwerden. Auf dieseWeise lässt sich bei der Substratproduktion der Einsatz industriellgefertigterDüngemittelreduzieren.DieentsprechendeSubstitutionswirkungdererzeugtenGärrestewurdemitHilfedesBiogasgülleRechnersderTLL[9]ermitteltundentsprechendberücksichtigt.

BeiderBerechnungderBiomethanproduktionausBiogaswurdenbeimEinsatzvonGüllealsSubstratGutschriften für das vermiedene herkömmliche Güllehandling (in der Abb.6 gelb dargestellt)vergeben. Bei diesen Gutschriften für das vermiedene Güllehandling handelt es sich um dievermiedenen Methanemissionen aus einer konventionellen Güllelagerung und –ausbringung.Dementsprechend stellt sich der Biomethanpfad auf Basis von 50% Gülle in diesem Bereich amgünstigstendar.

Basierend auf den dargestellten Ergebnissen ergeben sich die spezifischen Emissionen aus derRohstoffversorgung für die jeweiligen Konzepte zur Erzeugung vonMethanol (vgl. Abb.6). Für diedurchgeführtenBerechnungenwurdeeinRohstoffeinsatzvonca.37MJ1(ca.34MJalsRohstoffinput,ca. 3MJ als Brennstoff für die Prozessenergieversorgung) pro kg produziertem MeOHausgegangen[4],[6].

DieGesamtergebnissederTHG‐BilanzierungfürdiebetrachtetenPfadezurMethanolproduktionsindinAbb.7dargestellt.

1DieserWertentsprichteinemkonservativenMittelausverfügbarenLiteraturwerten(vgl.bspw.[10],[6],und[11]).



Abb.7 TreibhausgasemissionenunterschiedlicherBereitstellungspfadevonMethanolinkgCO2‐Äq./kgMeOH

FürdenReferenzpfadderMethanolproduktionausErdgasergebensichTreibhausgasemissionenvon0,82kgCO2‐Äq./kg Methanol. Dabei stellen die Bereitstellung des Rohstoffes Erdgas mit ca.0,23kgCO2‐Äq./kg sowie die Prozessenergieversorgung durch Elektrizität und Verbrennung einesErdgasteilstromesmitca.0,58kgCO2‐Äq./kgdiewesentlichenEmissionsquellendar. ImVergleichzudiesemErgebnisweistdieMethanolproduktionausBiomethandeutlichhöhereCO2‐Emissionenaus.Hauptursache der höheren Emissionen im Vergleich zum Referenzpfad ist die Bereitstellung desRohstoffes Bio‐SNG. Die Emissionen aus der Biomethanbereitstellung betragen ca. 0,84kg/CO2‐Äq./kg.DieenergieaufwendigeAufbereitungdesRohstoffesaufErdgasqualitätalsVorraussetzungzurEinspeisung in das Erdgasnetz hat dabei einen deutlichen Anteil an den Emissionen derBiomethanbereitstellung. Die Emissionen aus der Prozessenergieversorgung sind in diesem Pfaddeutlich geringer (ca. 0,26kgCO2‐Äq./kg) als im Referenzpfad. Ursache dafür ist der Einsatz deserneuerbarenEnergieträgersBiomethanvondemeinTeilstromverbranntwirdundsozusammenmitStromausdemdeutschenStrommixdieProzessenergieversorgungabdeckt.

DiegeringstenTHG‐EmissionenunterdenbetrachtetenMethanolpfadenweisendiebeidenPfadeaufderBasisvonBio‐SynthesegasausKUPundWRHaus(0,64bzw.0,56kgCO2‐Äq./kgMeOH).Auchbeidiesen Pfaden ist derHauptunterschied im Ergebnisvergleich zumReferenzpfad auf die EmissionenausderVorkettederRohstoffbereitstellung(Synthesegas)zurückzuführen.ImRahmendieserbeidenKonzepte wurde davon ausgegangen, dass das produzierte Synthesegas nicht auf Erdgasqualitätaufbereitet, sondern direkt in der Methanolanlage verarbeitet wird. Die geringen Unterschiedezwischen beiden Pfaden lassen sich durch die leicht unterschiedlichen Aufwendungen zurBereitstellungderSynthesegasrohstoffeWRHundKUPerklären.AuchbeidiesenKonzeptenwirdeinTeilstrom des eingesetzten Bio‐Synthesegases verbrannt und deckt zusammenmit Strom aus demdeutschenStrommixdenerforderlichenProzessenergiebedarf.DerEinsatzdesBio‐SynthesegasesalsProzessenergieträger führt dabei im Vergleich zur Prozessenergieversorgung aus Erdgas zu einerdeutlichenReduzierungderTreibhausgasemissionen.



Das Ergebnis der Methanolproduktion aus Bio‐Synthesegas stellt sich auch im Vergleich zurMethanolproduktionausBio‐SNGalsgünstigerdar.DerHauptgrund fürdiehöherenEmissionen imBiomethanpfad auf der Basis vonBio‐SNG sind erneut die vergleichsweise höheren Emissionen ausder Rohstoffbereitstellung (Bio‐SNG Produktion im Vergleich zur Bio‐Synthesegasproduktion) die inerster Linie aus den Aufwendungen zur Aufreinigung des Biomethans zur Einspeisung in dasErdgasnetzresultieren.

DievergleichsweisehöchstenEmissionenprokgproduziertemMethanolergebensichindenbeidenKonzeptenaufBasisvonBiomethanausBiogas.DiehohenEmissionensinddabeiimSchwerpunktaufdieRohstoffproduktion(unddabeiaufdieProduktionderBiogassubstrateunddieAufwendungenzurBiogasaufbereitung)zurückzuführen(vgl.Abb.6).

3.2.2 EffektebeimBiomethanoleinsatzfürdieBiodieselproduktion

Methanol wird im Rahmen der Biodieselproduktion zur Umesterung von Pflanzenölen zu Biodieseleingesetzt.DabeihabendieEmissionenausderHerstellungundNutzungdiesesAdditivsaucheinenerkennbarenEinflussaufdiegesamteTHG‐BilanzderBiodieselproduktion.

Um die Möglichkeiten einer Verbesserung der THG‐Bilanz von Biodiesel durch den Einsatz vonBiomethanol abzuschätzen, wurden auf Basis der Hintergrunddaten zu den Default Werten derdeutschen Biomasse‐Nachhaltigkeitsverordnung (Entwurfsfassung aus dem Jahr 2007)[12]Neuberechnungen für den Default Wert von Biodiesel aus Raps durchgeführt. Dabei wurden demursprünglichenWert,beidemfürdenProzessderUmesterungderEinsatzkonventionellenMethanolsauf Erdgasbasis unterstellt wurde, neu errechnete Werte für die Umesterung auf der Basis vonBiomethanol aus Biomethan auf der Basis von Biogas (Wert für Biogas 1 GUE/NAWARO) undSynthesegasausKUPundWRHgegenübergestellt.DieErgebnissedieserBerechnungensindinAbb.8dargestellt.

Ökonomische Bewertung der Biomethanolproduktion


Abb.8 VeränderungderTHG‐BilanzvonBiodieselausRapsdurchdenEinsatzvonBiomethanolausSynthesegas,basierendauf[12]undeigenenBerechnungen

DasErgebnisderdurchgeführtenBerechnungenzeigteinTHG‐Einsparpotentialvon2%(Biomethanolaus Bio‐Synthesegas basierend auf KUP) bzw. 3% (Biomethanol aus Bio‐Synthesegas basierend aufWRH) für die gesamte Produktionskette zur Biodieselproduktion. Diese relativ geringen THG‐Einsparungen durch den Einsatz von Bio‐Methanol bzw. die ebenfalls denkbare leichteErgebnisverschlechterung (durchhöhere EmissionenausderVorkettederMethanolerzeugung, hierdargestelltfürdenPfadBiomethanolausBiomethanaufderBasisvonBiogas)sindu.a.auchaufdieVorgaben zur Berechnung der THG‐Emissionen für Biokraftstoffe aus der RES‐D und der Biokraft‐NachV zurückzuführen[1],[2]. Das hier dargestellte Berechnungsverfahren gibt vor, die EmissionenausderVerbrennungbiogenerKraftstoffe inderenTHG‐Bilanzaufnull zu setzen.Diesgilt zunächstunabhängig vonevtl. fossilenAnteilendurchdenEinsatz vonkonventionellproduziertemMethanolaus Erdgas. Betrachtet man THG‐Bilanzen von fossilen Kraftstoffen und Biokraftstoffen (siehez.B.[13])wirddeutlich,dassderGroßteilderTHG‐EmissioneninderBilanzfossilerKraftstoffeerstbeiderenVerbrennung freigesetztwird.Demzufolge ergibt sich erst nachdemSchritt derNutzung einevtl. „ökologischer Vorteil“ von Biokraftstoffen. Bei Biokraftstoffen wird vereinfachend davonausgegangen, dass die während der Produktion der eingesetzten biogenen Rohstoffe gebundeneMengeanCO2derMengeanCO2entsprichtdiebeiderNutzungdieserKraftstoffewiederemittiertwird.

DasdargestellteErgebnisistalsonurfürdieNutzungderuntersuchtenMethanolpfadealsAdditivzurBiodieselproduktion gültig. Bei einerNutzung von Biomethanol als Kraftstoffwürde sich das in derAbb.7dargestellteErgebnisdeutlichzuGunstender„biogenen“Methanolkonzepteverschieben,dadem links dargestellten Wert der konventionellen Methanolerzeugung zusätzlich fossile THG‐EmissionenausdemVerbrennungsprozesszuzurechnenwären.

4 ÖKONOMISCHEBEWERTUNGDERBIOMETHANOLPRODUKTION

4.1 Methodik

Für die vorgestellten alternativen Konzepte zur Produktion von Biomethanolwurden zusätzlich zurökologischen Bewertung dieGestehungskosten berechnet. Die Berechnungwurde in Anlehnung andie VDI‐Richtlinie6025 „Betriebswirtschaftliche Berechnungen für industrielle Investitionsgüter undAnlagen“ durchgeführt. Entsprechend dem Schema in Abb.9 fallen für den Bau derKonversationsanlage Investitionskosten an. Den zweiten großen Posten bei den GestehungskostenbildendieverbrauchsgebundenenKosten,diemaßgeblichdurchdieRohstoffkostengekennzeichnetsind. Bei der ökonomischen Betrachtung wurde davon ausgegangen, dass je nach Rohstoffeinsatzzwei unterschiedliche Methanolanlagen eingesetzt werden können. Der wesentliche Unterschieddieser Anlagenkonzepte liegt in der zusätzlichen Vergasereinheit, die für den Einsatz vonHackschnitzeln (WRH oder KUP) benötigt wird (siehe Abb.9). Aufbereitetes Biomethan (SNG oderBiogas)kannmitherkömmlicherMethanoltechnikverarbeitetwerden.DieKostenderRohstoffe fürdie Methanolanlagen wurden aus vorangegangenen Studien zum Thema Biomethanproduktionübernommen[5].

ZusätzlichzurBerechnungderGestehungskostenvonBiomethanolwurdeuntersucht,welcheEffektedieWeiterverarbeitung von Biomethanol in der Biodieselproduktion auf die Gestehungskosten vonBiodieselhat.



Abb.9 AufteilungderKostenbeiderökologischenBetrachtungderBiomethanolpfade.

4.1.1 KapitalgebundeneKosten

Die kapitalgebundenen Kosten wurden über Annuitäten anhand der Investitionen für dieMethanolanlage,einemBetrachtungszeitraumvon20 JahrenundeinemZinssatzvon7%errechnet.EineÜbersicht über die angenommenen Investitionskosten für dieBiomethanolproduktion ausBio‐Synthesegas sowiedieBiomethanolproduktionausBio‐SNG ist inTab.1gegeben.DieangegebenenWertebasierenaufeinerStudievonHamelincketal.[14].Dabeiwirddanachunterschieden,obeineVergasung der Biomasse vor Ort stattfindet oder ob dieMethanolproduktion auf dem Einsatz vonBiomethanberuht,welchesüberdasErdgasnetzbereitgestelltwird.BeiderzweitenOptionentfallendie Kosten für die Vergasungstechnik, wodurch die Investitionskosten erheblich gesenkt werdenkönnen.



Tab.1 InvestitionskostenfürBiomethanolanlageninMio.EUR.[14]

InvestitioninMio.EURAnlagenteil Komponente

SNGMeOH SyngasMeOH

Rohstoffvorbehandlung 53,1

Vergasung IGT 101,4

Sauerstoffbereitstellung 60,7

Gasaufbereitung Zyklone 1,7

Wärmetauscher 18,9

Heißgasreinigung 4,2

Synthesegasbereitstellung Reformer 34,0 34,0

Shift‐Reaktoren 6,9 6,9

Selexol‐/CO2‐Wäscher 24,2 24,2

Methanolsynthese Kompressor 15,8 15,8

Synthesereaktor 12,6 12,6

Recycle‐Kompressor 9,0 9,0

Aufbereitung 24,7 24,7

Summe 127,2 367,2

4.1.2 VerbrauchsgebundeneKosten

Die verbrauchsgebundenen Kosten sind in erster Linie die Rohstoffkosten. Diese wurden für dieunterschiedlichen Substrate zur Biomethanolherstellung berechnet. Des Weiteren gehen in dieverbrauchsgebundenenKostendieAufwendungenfürdenVerbrauchvonHilfsenergienund‐stoffenwieStromundWasserein.

Für die wirtschaftliche Betrachtung wurden gemäß Abb.9 Biomethan und Holzhackschnitzel alsRohstoffebetrachtet.BiomethankanndabeiausBio‐SNGundBiogaszurVerfügunggestelltwerden.Dieser Ansatz basiert auf der Annahme, dass das Biomethan über das Erdgasnetz an dieMethanolanlage transportiert wird. Die Berechnungen für die Methanolproduktion ausHolzhackschnitzeln setzen bei der holzartigen Biomasse als Rohstoff der Produktion eines Bio‐Synthesegases an. Hier wurde von einer Synthesegasproduktion in unmittelbarer Nähe zurMethanolproduktionausgegangen.

Die Rohstoffkosten für die alternativenMethanolproduktionspfade wurden aus Berechnungen desDBFZ im Rahmen eines Projektes für die FNR übernommen (vgl.[5]). Eine Übersicht über dieeinzelnenRohstoffkostenunddieKostenfürweitereEinsatzstoffeistinTab.2gegeben.



Tab.2 KostenfürRohstoffeundweitereEinsatzstoffederMethanolproduktion

Einsatzstoff Kosten Einheit

BiomethanausBio‐SNG 0,11 EUR/kWh

BiomethanausBiogas 0,13 EUR/kWh

HolzhackschnitzelausWaldrestholz 111,50 EUR/t_atro

HolzhackschnitzelausKurzumtriebsplantage 71,20 EUR/t_atro

Strom 0,13 EUR/kWh

Wasser 0,50 EUR/m³

Die Kosten für die Verwendung von Biomethan beinhalten die gesamte Produktionskette von derBiomasseproduktion, über die Bereitstellung an die Biomethan‐Anlage, bis zur Einspeisung in dasErdgasnetz. Eine etwaigeNetznutzungsgebühr ist in den hier angegebenen Kosten nicht enthalten.Die Berechnung der Biomethangestehungskosten für die Produktion aus Biogas erfolgte mitkonservativen Annahmen bezüglich der eingesetzten Rohstoffpreise. Hier könnten in AbhängigkeitvomaktuellenRohstoffpreisevtl.auchniedrigereKostenfürdieBiomethanproduktionanfallen.

IndenKosten fürdieeingesetztenHolzhackschnitzel sindalleAufwendungenzurHolzbereitstellungbis an das Werktor berücksichtigt. Die Berechnung der Kosten für die Bereitstellung vonHackschnitzelnausKurzumtriebsplantagengehtvoneinemoptimiertenAnbauszenarioaus,welchesaufeinemgroßflächigenAnbauundoptimierteErntetechnikbasiert.EinderartigerAnbauvonHolzinKurzumtriebsplantagenistperspektivischdenkbar,wirdjedochderzeitnochnichtrealisiert.

Den berechneten Gestehungskosten der Biomethanolproduktion wurde ein gegenwärtigerMethanolpreisvon223EUR/tnachMethanex[15]gegenübergestellt.

4.2 Ergebnisse

4.2.1 GestehungskostenfürBiomethanol

Die Gestehungskosten von Biomethanol sind stark durch die verbrauchsgebundenen Kostengekennzeichnet,welchemaßgeblichdurchdieRohstoffkostendominiertwerden.

DiehohenGestehungskostenvonca.1.290EUR/tfürdieProduktionvonMethanolausBio‐SNGsindmit dem insgesamt hohen apparativen Aufwand dieses Produktionsverfahrens zu erklären. DerapparativeAufwand schlägt sich indieserBerechnung indenhohenverbrauchsgebundenenKostennieder,damitBio‐SNGeinteurerRohstoffgenutztwird.DieVerwendungvonBiomethanausBiogasistmitnochhöherenGestehungskostenvonca.1.510EUR/tverbunden.Dabeiistzubedenken,dassdie Biomethankosten mit einem konservativen Ansatz für die landwirtschaftlichen Rohstoffpreiseberechnet wurden. Obwohl bei der Methanolproduktion auf der Basis von Biomethan dieInvestitionskostenfürdieMethanolanlageniedrigersind,dakeineVergasungbenötigtwird,ergebensichaufgrundderhohenProduktionskostenfürBiomethaninsgesamtdiehöchstenGestehungskostenfürMethanol.

Die insgesamt günstigste Variante stellt die Produktion von Biomethanol über die Vergasung vonHolzhackschnitzelnausKurzumtriebsplantagendar.VorausgesetzteineentsprechendeRohstoffkette



kannaufgebautwerden, ließesichdemnachBiomethanolzuKostenvonca.530EUR/tproduzieren.WennstattdessenHackschnitzelausWaldrestholzeingesetztwerden,ergebensichGestehungskostenvon etwa 670EUR pro Tonne Methanol. Die Gestehungskosten der unterschiedlichenBiomethanolpfadesindinderAbb.10zusammengestellt.

Abb.10 GegenüberstellungderGestehungskostenderBiomethanolproduktionmitaktuellenMethanolpreisen.(QuellefürdenMethanolpreis:[15])

Ein Vergleich der Gestehungskosten von Biomethanolmit dem aktuellenMarktpreis vonMethanol(auf der Basis von Erdgas) in Höhe von ca. 230EUR/tMethanol[11] macht deutlich, dass sich dieBiomethanolproduktion im Rahmen der untersuchten Konzepte unter den getroffenen Annahmennicht wettbewerbsfähig darstellen lässt. Erhebliche Kostenersparnisse sind zu erwarten, wenn dieProduktion in einem Raffineriestandort stattfindet und Synergieeffekte aus der Nutzung vonvorhandener Infrastruktur gezogen werden können. Solche stark szenarienabhängigen EffektewurdenimRahmendieserStudienichtbetrachtet.

4.2.2 EffektebeiBiomethanoleinsatzfürdieBiodieselproduktion

Aufgrund gesetzlicher Vorgaben zur Einsparung von Klimagasemissionen bei der Produktion vonBiokraftstoffen kann der Einsatz von Biomethanol zur Biodieselproduktion aus ökologischer Sichtsinnvoll sein. Für eine herkömmliche Biodieselproduktion in einer Anlage mit einer Kapazität von100.000t/a und Pflanzenölpreisen von ca. 700EUR/t ergeben sich Gestehungskosten von ca.0,82EUR/l Biodiesel. Von denGestehungskosten entfallen etwa 2,5% auf Kosten für denHilfsstoffMethanol(beieinemPreisvon223EUR/t).BeieinemEinsatzderuntersuchtenBiomethanolpfadezurBiodieselproduktionergebensichBiodieselgestehungskostenimBereichvon0,84EUR/lBiodieselbeiEinsatz vonBiomethanol auf der Basis von Syngas aus KUPbis 0,94EUR/l Biodiesel bei Einsatz von

Schlussfolgerungen


Biomethanol auf der Basis von Biomethan aus Biogas. Eine Abhängigkeit derBiodieselgestehungskostenvondenMethanolkostenistinAbb.11dargestellt.

Abb.11 EntwicklungderGestehungskostenunddesKostenbeitragsvonMethanolbeiderBiodieselproduktion

(RME)inAbhängigkeitderMethanolkosten.

5 SCHLUSSFOLGERUNGEN

Die durchgeführten Berechnungen lassen den Einsatz von Biomethanol zur Verbesserung der THG‐BilanzvonBiodiesel/RMEnurunterbestimmtenUmständensinnvollerscheinen.ZwarversprichtderEinsatz vonBiomethanol ausBio‐SynthesegaseineEinsparungvonca.2bis3%derTHG‐Emissionender gesamten Biodiesel‐/RME‐Produktionskette, jedoch ist dieser Ansatz aufgrund des höherenMethanolpreises mit einer Steigerung der Biodieselgestehungskosten von 6%bis7% verbunden.Unter diesenUmständenerscheint der Einsatz vonBiomethanol erst dann sinnvoll,wennaufgrundder gesetzlichen Rahmenbedingungen die kraftstoffspezifischen THG‐Emissionen den Biokraftstoff‐preis stärker beeinflussen bzw. an jenen gekoppelt sind. Grundsätzlich ist die Aufbereitung undMethanisierung des Rohstoffes Biomethan zur Biomethanolproduktion technisch nicht notwendig.DiedargestelltenErgebnisse zeigen,dassdieseAufbereitungsstufeeinendeutlichenEinflussaufdieGestehungskostenundTHG‐EmissionenderentsprechendenKonzeptehat.Entsprechendlassensichbei einer direkten Verarbeitung von Bio‐Synthesegas zur Methanolproduktion die bestenökonomischenundökologischenErgebnisseinnerhalbderbetrachtetenKonzepteerzielen.

Literatur- und Referenzverzeichnis


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