Kriterien für die Herstellung von nachhaltigem PtL für den Flugverkehr

Kriterien für die Herstellung von

nachhaltigem PtL für den Flugverkehr

Ableitung und Definition von Durchführungskriterien für die Erzeugung oder Beschaffung von nachhaltigem Strom und CO

als Rohstoff für die PtL-Erzeugung für den Flugverkehr

Horst Fehrenbach, Dr. Martin Pehnt, Udo Lambrecht, Dr. Thomas Fröhlich, Axel Liebich, Daniel Münter

Heidelberg, April 2021

ifeu Wilckensstraße 3 D - 69120 Heidelberg Telefon +49 (0)6 221. 47 67-0 E-Mail ifeu@ifeu.de www.ifeu.de

Erstellt im Auftrag der atmosfair gGmbH IMPRESSUM

Autoren: Horst Fehrenbach Dr. Martin Pehnt Udo Lambrecht Dr. Thomas Fröhlich Axel Liebich

Daniel Münter

Herausgeber: ifeu – Institut für Energie- und Umweltfor- schung Heidelberg GmbH

Im Weiher 10, D-69121 Heidelberg Erscheinungsjahr: 2021

Bildquellen: Titelblatt: © acinquantadue / fotolia 77 Seiten

Abbildungsverzeichnis 5

Tabellenverzeichnis 6

1 Einführung 7

1.1 Ausgangslage 7

1.2 Ziel und Vorgehensweise dieser Studie 8

2 Der Bedarf an PtL für den Flugverkehr 9

2.1 CO2-Minderungsziele für den Flugverkehr 9

2.2 PtL-Bedarf für Deutschland 10

3 Kurzbeschreibung des Standes der PtL-Produktionstechnik 14

3.1 Elektrolyseure 14

3.2 CO2-Quellen 16

3.2.1 Verfahren zur CO2-Abscheidung 16

3.2.2 CO2-Abscheidung aus der Luft 18

3.2.3 Biogene CO2-Quellen 18

3.2.3.1 Biogasaufbereitung 18

3.2.3.2 Kommunale Abwasserreinigung 19

3.2.3.3 Bioethanolerzeugung 20

3.2.3.4 Biomasseheizkraftwerk 20

3.2.3.5 Papier- und Zellstoffherstellung 20

3.2.4 Industrielle Quellen 21

3.2.4.1 Abgase aus Gas-, Öl-, und Kohlekraftwerken bzw. Feuerungsanlagen 21 3.2.4.2 Abgase aus thermischen Abfallbehandlungsanlagen (TAB) 21

3.2.4.3 Industrieprozesse 22

3.2.5 Zusammenfassung: CO₂-Konzentrationen und

Energiebedarfe 24

3.3 Fischer-Tropsch- und Methanol-Synthese 25

3.4 PtL-Anlagen 26

4 Globale Leitplanken und internationale Nachhaltigkeitsziele zur Ableitung von

Kriterien 27

4.1 Sustainable Development Goals (SDGs) 27

4.2 Weitere Leitplanken und Standards 28

4.3 Kriterienentwicklung mit Bezug auf die globalen Leitplanken und

Standards 30

5 Bewertung von CO2 32

5.1 Verfügbarkeit der CO2-Quellen 32

5.1.1 Verfügbarkeit von biogenen CO2-Quellen 32

5.1.1.1 Biogas-Aufbereitung 32

5.1.1.2 Bioethanolerzeugung 34

5.1.1.3 Biomasseheizkraftwerke 34

5.1.2 Verfügbarkeit von sonstigen industriellen CO2-Quellen 35 5.1.3 Zusammenfassung zur Verfügbarkeit von CO2-Quellen 36

5.2 Kriterienraster für nachhaltige CO2-Quellen 37

5.2.1 Prinzipien 37

5.2.1.1 Grundsätzlicher Ausschluss von fossilem CO2 37

5.2.1.2 Reststoffcharakter des CO2 38

5.2.1.3 Schwere der Umweltlasten des CO2-Herkunftsprozesses 38

5.2.1.4 Risiko von Lock-in-Effekten 39

5.2.2 Kriterienraster für CO2-Quellen 40

5.2.3 Zusammenführung und Gesamtwertung 47

5.3 Empfehlung 51

6 Kriterien für EE-Strom 54

6.1 Vorbemerkung 54

6.2 Stufen der Zusätzlichkeit für den deutschen Markt 55 6.2.1 Zusätzlichkeit durch prozentuales Ausbauziel bei Annahme

eines perfekt funktionierenden Marktes 55

6.2.2 Zusätzlichkeit durch Initiierung und Betrieb neuer Anlagen

(Initiierungsmodell) 56

6.2.3 Zusätzlichkeit durch PPAs mit EE-Anlagen, die bestimmte

Kriterien erfüllen 57

6.2.4 Zusätzlichkeit durch systemdienlichen Betrieb,

„Überschuss“strom 59

6.2.5 Zusammenfassung der Zusätzlichkeitsbewertung 60

6.3 Empfehlung 62

6.3.1 Zusätzlichkeitskriterien für die ersten PtL-Anlagen 62 6.3.2 Zusätzlichkeitskriterien für die Diffusionsphase von PtL-

Anlagen 63

6.4 Übertragbarkeit auf internationale Projekte 63

7 Bewertung weiterer Aspekte 65

7.1 Weitergehende Nachhaltigkeitskriterien 65

7.2 Standards aus der Praxis zur Nachhaltigkeitsprüfung 66

7.3 Ausblick 67

Literaturverzeichnis 68

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Schematische Darstellung der CO2-Reduktionsziele in der Luftfahrt 9 Abbildung 2: Entwicklung der Transportleistung und des Kerosinverbrauchs 11 Abbildung 3: Selbstverpflichtung der ATAG und resultierender Bedarf

an erneuerbaren Energieträgern bzw. Zertifikaten 11 Abbildung 4: PtL-Bedarf für die Luftfahrt – Übersicht ausgewählte Szenarien für

Deutschland 13

Abbildung 5: Schema der Synthese von PtX-Produkten aus Wasserstoff und CO2 durch Fischer-Tropsch- und Methanolsynthese

(Arnold et al., 2018) 25

Abbildung 6: Die 17 globalen Ziele für nachhaltige Entwicklung (SDGs) der

Agenda 2030 27

Abbildung 7: Potenziale an CO2-Quellen mit uneingeschränkter bis bedingt eingeschränkter Nutzungsempfehlung im Sinne einer

Nachhaltigkeitszertifizierung. 52

Abbildung 8: Mechanismen der Zusätzlichkeit 55

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Veranschaulichung benötigte PtL-Menge für den Flugverkehr von

Deutschland in Abhängigkeit vom PtL-Anteil 12

Tabelle 2: Techno-ökonomischen Kennzahlen der Elektrolysetechniken

AEL, PEMEL und SOEL (Stand 2016) 15

Tabelle 3: Prozessdaten der häufigsten derzeit eingesetzten Verfahren zur Biogasaufbereitung. Quelle: (FNR 2014, Dunkelberg 2015,

Billig 2016) 19

Tabelle 4: Eigenschaften der wichtigsten CO2-Quellen und -Abscheideverfahren (von der Assen et al., 2016; Fischedick et al., 2015;

Vatopoulos / Tzimas, 2012). 24

Tabelle 5: Leitplanken und Kriterien verschiedener Standards 29 Tabelle 6: Zusammenstellung von Kriterien und daraus abgeleitete Leitplanken

die Bewertung von EE-Strom und CO2-Quellen 31 Tabelle 7: Mengenpotenziale in Deutschland aus der Biogas-Aufbereitung 33 Tabelle 8: Theoretische Mengenpotenziale an CO2 aus der Abscheidung aus

Verbrennungsabgasen von Biomasseheizkraftwerken 35 Tabelle 9: Theoretische Mengenpotenziale an CO2 aus der Abscheidung aus

sonstigen industriellen Quellen 36

Tabelle 10: Zusammenfassung der Mengenpotenziale an CO2-Quellen. 36 Tabelle 11: Kriterien für die Bewertung für konkrete CO2-Quellen 40 Tabelle 12: Bewertung der CO2-Quellen nach den Prinzipien und Kriterien

im Einzelnen 48

Tabelle 13: Gesamtergebnis der Bewertung der CO2-Quellen in Deutschland,

deren dauerhafte Verfügbarkeit und Mengenpotenzial 50

Tabelle 14: Zuätzlichkeitswirkung der Varianten 61

1 Einführung

1.1 Ausgangslage

Die Herausforderungen zur Umsetzung der nationalen Klimaschutzziele sind groß. Sie setzen im Grunde die vollständige Dekarbonisierung unserer Wirtschaft in der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts voraus, d. h. eine hochentwickelte Industriegesellschaft ohne CO2- Emissionen. Während im Stromsektor durch den mehr oder weniger stetigen Ausbau der erneuerbaren Energien (v.a. Wind und Sonne) dieses Ziel erreichbar erscheint, stehen dem Verkehrssektor noch größere Aufgaben bevor. Angesichts des dort seit Jahren stagnieren- den Emissionsinventars setzt der Klimaschutzplan der Bundesregierung¹ die Messlatte auf eine 40 bis 42 %ige Reduktion von 1990 bis 2030.² Dieses Ziel baut auf die Sektorkopplung zwischen Strom und Verkehr, konkret den Anstieg von E-Mobilität mit erneuerbarem Strom – neben einer konsequenten Umsetzung von Maßnahmen in den Bereichen Verkehrsver- meidung und Verlagerung.

Auch emissionsärmere bzw. „emissionsfreie“ Kraftstoffe werden als ein Baustein zur Zieler- reichung gesehen. Bereits die aktuell geltenden Erneuerbare Energie-Richtlinie (RED)³, ins- besondere aber ihre Fortschreibung (RED II)⁴ setzt dabei u.a. auf „erneuerbare Kraftstoffe aus nicht-biogenen Quellen“, allgemein auch als Power-to-Liquid (PtL) oder E-Fuels bezeich- net. Ihnen wird bisweilen auch das Prädikat der „Emissionsfreiheit“ zugewiesen, da das CO2, was bei der Verbrennung freigesetzt wird, entweder der Luft oder einer bestehenden Emis- sionsquelle entzogen wird. Bei der Synthese zu einem Kraftstoff mit aus erneuerbarem Strom erzeugtem Wasserstoff treten kaum weitere Emissionslasten auf. Genauere Analysen der möglichen Produktionsketten von PtL zeigen jedoch, dass hier eine differenzierte Be- trachtung geboten ist.⁵

Während die Dekarbonisierung für den bodengebundenen Verkehr mit den Möglichkeiten der Elektrifizierung weitgehend gestaltbar erscheint, stellt sich für den Flug- und teilweise auch den Schiffsverkehr die Frage nach der Verfügbarkeit THG-armen bzw. -neutralen Treib- stoffen.

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1 BMUB. (2016). Klimaschutzplan 2050 – Klimaschutzpolitische Grundsätze und Ziele der Bundesregierung;

Berlin: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit. Abgerufen von https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Klimaschutz/klimaschutzplan_2050_bf.pdf

2 Der internationale Flugverkehr ist im Übrigen darin nicht enthalten.

3 EU Richtlinie 2009/28/EG (RED): zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG; vom 23. April 2009;

geändert durch die EU Richtlinie (EU) 2015/1513 (iLUC-RL): zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen; vom 9. September 2015

4 EU Richtlinie (EU) 2018/2001: zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (Neufas- sung) vom 11. Dezember 2018

5 Bericht im Rahmen des PtX-Projekts im Programm Kopernikus

Die RED sowie deren Fortschreibung als RED II machen Vorgaben zum Nachweis der Nach- haltigkeit von Biokraftstoffen. Solch ein Nachweise ist für PtL bislang völlig unklar, was in erster Linie der Neuheit dieses Technologieansatzes geschuldet ist. Auch wenn zu dieser Technologie seit einigen Jahren umfangreiche Forschung stattfindet, fehlen noch Erfahrun- gen aus der Praxis.

1.2 Ziel und Vorgehensweise dieser Studie

Ziel dieser Studie ist somit die Ableitung und Definition von Durchführungskriterien für die Erzeugung und Beschaffung von PtL für den Flugverkehr. Angesichts des hochgradigen In- novationscharakters wurde bei der Festlegung solcher Kriterien beachtet, dass sie

 einerseits zwar einem hohen Anspruch an Nachhaltigkeit genügen und sich nicht auf das Niveau gesetzlicher Mindestanforderungen beschränken und

 andererseits aber die erst im Aufbau befindliche Technologie nicht durch übermäßige Anforderungen „im Keim ersticken“.

Um einen raschen Einstieg in eine Umsetzung zu ermöglichen, wurde daher in gestufter Weise vorgegangen. Die hier vorgelegte Studie erarbeitet für eine erste Stufe Kriterien, die sich

1. räumlich auf eine Produktion in Deutschland und 2. zeitlich bis zum Jahr 2030

begrenzen. In einer möglichen nächsten Stufe wird der Rahmen dann auf im Ausland pro- duziertes und nach Deutschland importiertes PtL zu erweitern sein, da alle wesentlichen wissenschaftliche Szenarien zur Energiewende davon ausgehen, dass der zukünftige Bedarf an PtL für Deutschland nur durch Importe aus Ländern mit großen Kapazitäten an erneuer- barem Strom (z. B. Naher Osten und Nordafrika oder Island) gedeckt werden kann.

Nach einer kurzen Analyse des Bedarfs an PtL für den Flugverkehr (Kapitel 2) und einer Be- schreibung des Stands der PtL-Produktionstechnik (Kapitel 3) werden Kriterien auf der Basis globaler Leitplanken und Nachhaltigkeitsziele erarbeitet (Kapitel 4). Diese werden im ersten Schritt auf die Herkunft des CO2 als Feedstock angewandt und darauf wie dieses CO2 fallbe- zogen zu bewerten ist (Kapitel 5). Im zweiten Schritt Stufe folgt die Bewertung der Treib- hausgasneutralität des zur Produktion eingesetzten Stroms (Kapitel 5.3).

Die als Ergebnis entwickelten Kriterien sollen so spezifisch und operationalisierbar wie mög- lich sein, da eine Messbarkeit und Evaluierbarkeit durch Dritte im Rahmen eines Zertifizie- rungsverfahrens gegeben sein muss.

Mit Blick in die zukünftigen Stufen werden bereits die Richtungen für Weiterführung auf angepasstes Anspruchsniveau vorgezeichnet (siehe Kapitel 7).

Der Auftraggeber hat für diese Studie wesentliche Vorgaben gemacht. Diese sind insbeson- dere die globalen Leitplanken und die Ableitung von Umweltkriterien daraus (Kapitel 4), aber auch der Mengenbedarf an CO2 aus anderen Quellen außer direkter Abscheidung aus der Luft (DAC) auf nationaler und globaler Ebene, sowie den CO2-Quellen aus den Anlagen.

Für die synthetische Kerosinproduktion besteht hier die Annahme eines erheblichen Hoch- fahrens von CO2-Produktion aus DAC als Feedstock für PtL-Kerosin von heute Null bis zur nahezu vollständigen Deckung im Jahre 2050.

2 Der Bedarf an PtL für den Flugverkehr

Der internationale Flugverkehr hat die letzten Jahre stark zugenommen und wird nach ak- tuellen Prognosen weiter steigen. Im Gegensatz zum Straßen- und Schienenverkehr ist die direkte Elektrifizierung nur in geringem Maße (Kurzstreckenflug) möglich. Wegen der hohen Anforderungen an die Energiedichte kommt primär Kerosin in Frage. Auf Grund der langen Lebensdauer der Flugzeuge (25 Jahre) sind Drop-In-Lösungen von Vorteil, die in den beste- henden Flugzeugen eingesetzt werden können. Prinzipiell können hier Biokraftstoffe und synthetische Kraftstoffe eingesetzt werden, um die CO2-Emissionen des Flugverkehrs zu re- duzieren. Weitere Treibhauswirkungen – insbesondere durch Kondensstreifen – können durch die genannten Kraftstoffe nur zu geringen Teilen reduziert werden.

Der zukünftige Bedarf an synthetischem Kerosin hängt somit neben der Entwicklung der Transportleistung und Effizienz der Flugzeuge stark von den in den verschiedenen Jahren angestrebten CO2-Minderungszielen und dem Einsatz von Biokraftstoffen ab.

2.1 CO

-Minderungsziele für den Flugverkehr

Bisher bestehen keine verbindlichen Vorgaben zur Reduktion der Treibhausgasemissionen des Flugverkehrs. Die Branche hat sich zu Reduktionszielen verpflichtet. Im Jahr 2012 hat ATAG (Air Transport Action Group) Ziele für die CO2-Minderung veröffentlicht (ATAG 2012).

Diese Ziele beinhalten ein CO2-neutrales Wachstum ab dem Jahr 2020 und eine Halbierung der CO2-Emissionen des Flugverkehrs um 50% bis zum Jahr 2050 (gegenüber 2005). Diese (freiwilligen) Ziele werden von einem großen Teil der Luftfahrtindustrie unterstützt.

Quelle: Schmidt et. al, 2016

Abbildung 1: Schematische Darstellung der CO2-Reduktionsziele in der Luftfahrt

Auch mit sehr ambitionierten Maßnahmen zur Verbesserung der Effizienz der Flugzeuge und der Organisation des Flugverkehrs wird bei den erwarteten Wachstumsraten der Einsatz von erneuerbaren Energieträgern im Flugverkehr notwendig sein, um diese Ziele direkt zu errei- chen. Dementsprechend sollen nach dem Ziel von AIREG (Aviation Initiative für Renewable Energy in Germany e.V.) im Jahr 2025 regenerative Kraftstoffe 10% des bundesweit getank- ten Kerosins ausmachen (www.aireg.de).

Die ATAG-Selbstverpflichtung lässt auch ein CO2-Kompensations-System zu. Im Herbst 2016 haben sich 191 Mitgliedsstaaten der ICAO (International Civil Aviation Organization) auf ein CO2-Kompensations-System CORSIA¹ (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for Interna- tional Aviation) geeinigt, welches ab 2020 global eingeführt werden soll.

Zu bedenken ist auch noch, dass die zusätzliche THG-Wirkung des Flugverkehrs aus Nicht- CO2-Emissionen in großer Flughöhe (z. B. Kondensstreifen) bei konventioneller Technik (Ver- brennung von Kraftstoffen in Turbinen) bestehen bleibt, selbst bei der Verwendung von 100% EE-basierten Kraftstoffen. Damit kann mit der aktuellen Technik im Flugverkehr direkt keine Treibhausgasneutralität erreicht werden.

2.2 PtL-Bedarf für Deutschland

Der PtL-Bedarf wird auf Basis der genannten Ziele und dem erwarteten Energieverbrauch des Flugverkehrs in Deutschland hier grob abgeschätzt. Dabei wird der Flugverkehr nach dem Standortprinzip berechnet: Erfasst wird die Verkehrsleistung der von deutschen Ver- kehrsflughäfen abgehenden Flüge bis zur ersten (Zwischen-)landung. Dabei wird sowohl der nationale Flugverkehr (Verkehr zwischen inländischen Verkehrsflughäfen) und der interna- tionale Flugverkehr, der die abgehenden grenzüberschreitenden Flüge beinhaltet, berück- sichtigt. Dieser Verbrauch entspricht in etwa dem Endenergieverbrauch nach Energiebilanz.

Die Personenverkehrsleistung hat sich zwischen 1990 und 2017 mehr als verdreifacht, die Güterverkehrsleistung vervierfacht. Es wird in TREMOD (Version 6.0) von einem weiteren starken Wachstum des Luftverkehrs in Deutschland ausgegangen. Zwischen 2010 und 2030 um 78,7%, dann abgeschwächt auf 21,9% zwischen 2030 und 2050. Weiterhin wurde eine Verminderung des spezifischen Kraftstoffverbrauchs von 1 % pro Jahr bis 2030 bezogen auf die Betriebsleistung (transportierte Passagiere/Fracht) angesetzt. Dieser Wert wird in TREMOD für den gesamten Zeitraum bis 2050 übernommen und deckt sich mit aktuelleren Abschätzungen der Internationalen Luftverkehrs-Vereinigung IATA, welche ein Absenkungs- potenzial im Bereich von 0,7 bis 1,2 % p.a. bis zum Jahr 2050 angibt (IATA 2013).

Aufgrund der starken Zunahme des Flugverkehrs steigt der Kerosinverbrauch damit bis 2030 an und bleibt danach aufgrund der angenommenen Abschwächung der Verkehrsleistungs- zunahme bei zunehmender Energieeffizienz in etwa konstant mit einer geringfügigen Ab- nahme ab 2040. Um ein CO2-neutrales Wachstum (ATAG-Ziel) direkt mit der Beimischung von synthetischem Kerosin zu erreichen müssten – bei den angenommenen Wachstumsra- ten, Effizienzentwicklungen und Minderungspfaden – ab den Jahr 2030 etwa 70 PJ fossiles Kerosin (entspricht ca. 1,6 Mt) durch regenerativ erzeugtes synthetisches Kerosin ersetzt werden (siehe Abbildung 2).

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1 https://www.icao.int/environmental-protection/Pages/A39_CORSIA_FAQ2.aspx

Das ATAG-Ziel kann aber auch durch das CO2-Kompensations-System CORSIA erreicht wer- den. Dementsprechend würde der Bedarf an synthetischem Kerosin in Deutschland geringer sein.

Quelle: TREMOD 6.0 und eigene Annahmen für die Entwicklung des PtL/Bio/Zertifikatebedarfs Abbildung 2: Entwicklung der Transportleistung und des Kerosinverbrauchs

Abbildung 3 zeigt, welcher Anteil des fossilen Kerosins in etwa für die Erreichung der IATA- Ziele „ersetzt“ werden müsste. Bei der Annahme, dass das CO2-neutrale Wachstum alleine durch 100 % erneuerbar erzeugte synthetische Kraftstoffen erreicht werden würde, stiege deren Anteil von ca. 8 % im Jahr 2025 auf 14% im Jahr 2030 an. In der Praxis wird hier wohl ein Mix von Zertifikaten (CORSIA), Biokraftstoffen und anderen Maßnahmen neben dem Einsatz von synthetischem Kerosin auftreten.

Abbildung 3: Selbstverpflichtung der ATAG und resultierender Bedarf an erneuerbaren Energieträgern bzw. Zertifikaten

Der langfristige Bedarf von synthetischem Kerosin hängt stark von der Entwicklung des Flug- verkehrs (Wachstum, technische und operationelle Effizienzsteigerung, Elektrifizierung) so- wie den erreichten Klimaschutz-Zielsetzungen ab.¹

Zur Erreichung des zwei-Grad-Ziels sind hohe Minderungen notwendig. Nach SBT (2015) liegt das Gesamt-Budget 2011 – 2050 für den Welt-Passagierluftverkehr bei 36 Mrd. t CO2. Im Jahr 2018 betrugen die CO2-Emissionen des weltweiten Passagierluftverkehrs etwa 0,747 Mrd. t CO2.(Graver et al. 2019)

Der Weg zu einem treibhausneutralen Deutschland wird in UBA (2019) aufgezeigt. Für den internationalen Flugverkehr wird ein Import von synthetischen Kraftstoffen von 43 PJ (ca.

1 Mio. t) in 2030, 336 PJ (ca. 7,9 Mio. t) in 2040 und 288 PJ (ca. 6,7 Mio. t) in 2050 für das GreenEe-Szenario ermittelt.

UBA (2019b) hält rund 10 TWh (36 PJ/0,8 Mio. t) bis 20 TWh (72 PJ/1,7 Mio. t) nachhaltiges PTL bereits im Jahr 2030 für sinnvoll, um bis Mitte des Jahrhunderts die Treibhausgasemis- sionen des Luftverkehrs auf null zu reduzieren. Das entspricht etwa 10% des heute für Deutschland benötigten Kerosins (etwa 10 Mio. t). Auch in der aktuellen Studie „RESCUE - Wege in eine ressourcenschonende Treibhausgasneutralität“ (UBA 2019c) werden Wege zur Reduzierung der deutschen (und Deutschland zuzurechnenden) Treibhausgasemissionen bis 2050 aufgezeigt. Zur Erreichung der Treibhausgasneutralität von Deutschland bis 2050 werden verschiedene Szenarien aufgezeigt. So wird im Szenario „GreenEe1“ bereits 2030 knapp 12 TWh (43,2 PJ/1 Mio. t) synthetisch hergestelltes, treibhausgasneutrales PtL im Luftverkehr eingesetzt (rund 10 % des heute insgesamt in Deutschland in den Verkehr ge- brachten Flugkraftstoffs).

Zur Veranschaulichung wurde auf Grundlage des oben dargestellten TREMOD- Basisszenarios der PtL-Bedarf für Deutschland bei der Annahme eines steigenden Anteils von PtL bis zum Jahr 2050 ermittelt (Beispielszenario PtL-Hochlauf).

Tabelle 1: Veranschaulichung benötigte PtL-Menge für den Flugverkehr von Deutschland in Abhängigkeit vom PtL-Anteil

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Kerosin [Mio. t] 10 11 12 12 12 12 12

PTL-Anteil 2% 10% 30% 50% 75% 100%

PtL absolut [Mio. t] 0,2 1,2 3,5 6 9 12

PtL absolut [PJ] 9 50 150 250 374 496

CO2-Bedarf PtL [Mio. t] 0 0,7 3,8 11,3 18,9 28,4 37,8

DAC CO2 absolut [Mio. t] 0 0 0,4 3,4 9,5 21,3 37,8

CO2 aus nicht-DAC Quellen [Mio. t] 0 0,7 3,4 7,9 9,5 7,1 0

Quellen: TREMOD für die Entwicklung des Kerosin-Bedarfs; Einschätzungen von atmosfair: Hochlauf PtL Anteil und DAC CO2 absolut; alle übrigen Wertangaben leiten sich rechnerisch daraus ab.

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1 https://sciencebasedtargets.org/wp-content/uploads/2015/05/Sectoral-Decarbonization-Approach-Re- port.pdf

BCG, Prognos (2018) gehen für 2050 für das -95%-Szenario von einem Bedarf von 378 PJ synthetisches Kerosin aus. Nach Bergk (2016) liegt beträgt der Anteil von PtL für den Flug- verkehr im Jahr 2050 im 95%-Szenario 450 PJ.

Abbildung 4: PtL-Bedarf für die Luftfahrt – Übersicht ausgewählte Szenarien für Deutschland

3 Kurzbeschreibung des Standes der PtL- Produktionstechnik

Für die Herstellung von PtL-Kraftstoffen werden folgende Anlagen benötigt:

 Ein Elektrolyseur zur Erzeugung von Wasserstoff aus der Wasserelektrolyse

 Eine Anlage zur Abscheidung und Bereitstellung von CO2

 Eine Syntheseanlage (mit den Subkomponenten Synthesegaserzeugung und Synthe- sereaktor, sowie Hydrocracker und Produktaufbereitung/-raffination im Fischer- Tropsch-Prozess, bzw. Separationskolonne, DME (Dimetylether)-Synthese, Olefinsyn- these, Oligomerisierung und Hydrotreating im Methanol-Prozess)

Es müssen nicht zwingend alle Prozessschritte an einem einzelnen Standort umgesetzt wer- den. Wasserstoff und CO2 lassen sich speichern und transportieren, obwohl dies mit einem Energieaufwand für die Kompression bzw. Verflüssigung verbunden ist. Außerdem ist es vor- teilhaft, die Abwärme aus den Synthesereaktoren prozessintern für die CO2-Abscheidung oder Elektrolyse zu verwenden.

Die Rohprodukte aus den Syntheseprozessen (Fischer-Tropsch-Crude bzw. Methanol) lassen sich mit geringerem Aufwand transportieren und ggf. in zentralen Aufbereitungsanlagen veredeln.

3.1 Elektrolyseure

Der größte Teil der weltweiten Wasserstoffproduktion von 65 Mio. t/a entsteht als Neben- oder Koppelprodukt in Prozessen der chemischen Industrie und wird auch von dieser selbst in anderen Prozessen wieder verbraucht. Im Jahr 2007 wurde Wasserstoff weltweit zu 48 % aus Erdgas, zu 30 % aus Öl und Prozessgasen aus Raffinerien und der chemischen Industrie, zu 18 % aus Kohle und zu 4 % durch Elektrolyse hergestellt (Brinner et al., 2017)

Etwa ab dem Jahr 2010 gab es ein verstärktes Interesse an der Power-to-Gas-Technologie – zur Herstellung von elektrolytischem Wasserstoff und auch zur darauffolgenden Produktion von synthetischem Erdgas aus Wasserstoff und CO2. Mittlerweile gibt es über 20 PtG-Anla- gen in Deutschland (https://www.powertogas.info/projektkarte/).

Wasser-Elektrolyseure lassen sich nach der Art der eingesetzten Elektrolyte in drei relevante Gattungen unterteilen:

 die alkalische Elektrolyse (AEL) mit wässriger Kali- oder Natronlauge als Elektrolyt,

 die Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse (PEMEL) mit einer protonen- leitenden Membran als Elektrolyt und

 die Feststoff-Oxid-Hochtemperatur-Elektrolyse (engl. SOEL; Solid Oxid Electrolysis) mit einer keramischen ionenleitenden Membran.

Einen Überblick über den aktuellen Stand der wichtigsten techno-ökonomischen Kennzah- len der drei Elektrolysetechniken bietet Tabelle 2.

Tabelle 2: Techno-ökonomischen Kennzahlen der Elektrolysetechniken AEL, PEMEL und SOEL (Stand 2016)

Quelle: (Brinner et al., 2017)

Derzeit sind Elektrolyseure bis über 5 MWel als alkalische und bis ca. 2 MWel als PEMEL- Elektrolyse am Markt verfügbar. Die SOEL-Elektrolyse ist derzeit erst im Leistungsbereich von 180 kWel im Test¹. Aufgrund des zurzeit noch fehlenden Marktes sind die verfügbaren Elektrolyseure jedoch keine Serienprodukte, sondern werden als Einzelanfertigungen mit den damit verbundenen hohen Kosten hergestellt. Mit ersten kommerziellen Produkten für stationäre und mobile Energieanwendungen in Massenmärkten ist erst zwischen 2020 und 2030 zu rechnen. Die einzelnen Technologien sind noch in sehr unterschiedlichen Entwick- lungsstadien: Die alkalische Elektrolyse ist schon am weitesten ausgereift, die PEMEL folgt mit geringer werdendem Abstand. Die SOEL-Elektrolyse hat gerade erst den Schritt zur Pi- lotanlage geschafft. Auch innerhalb der einzelnen Elektrolysetechnologien schwanken die Technologiereifegrade (engl. Technology Readiness Level (TRL)), da kleinere Anlagen bisher viel besser erforscht und weiterentwickelt sind. Großanlagen sind bisher nur mehreren Elektrolyse-Stacks, die parallelgeschaltet sind.

Die weitere Entwicklung hängt vor allem davon ab, wie gut sich die heute eingesetzten Ma- terialien und Konzepte in größeren Anlagen bewähren. Dies ist bei der AEL bereits heute absehbar, die PEMEL und die SOEL benötigen für diesen Schritt noch weitere Forschung.

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1https://www.sunfire.de/de/unternehmen/news/detail/naechste-generation-der-hochtemperatur-elekt- rolyse-gestartet

mg/cm²

Hier müssen noch neue Materialien entwickelt werden, auch um niedrigere Systemkosten zu erreichen.

3.2 CO

-Quellen

CO2 kann aus verschiedenen Quellen gewonnen werden: Aus natürlichen Ausgasungen, aus der Atmosphäre, aus Abgasströmen, die bei der Verbrennung von biogenen oder fossilen Brennstoffen entstehen, und aus Gasströmen bei Industrieprozessen oder fermentativen Prozessen, bei denen CO2 als Reaktionsprodukt entsteht. In den meisten bis jetzt technisch realisierten Prozessen muss das CO2 zuerst aus dem Rohgas abgeschieden und aufkon- zentriert werden, ehe es in die PtL-Synthese geführt wird.

3.2.1 Verfahren zur CO2-Abscheidung

Die Abtrennung von CO₂ kann auf Basis unterschiedlicher physikalisch-chemischer Verfah- ren bzw. Prozesse erfolgen, die sich in die folgenden Verfahrensgruppen einteilen lassen:

 Absorptionsverfahren

 Verfahren mit Gas-Feststoff-Reaktionen

 Adsorptionsverfahren

 Kryogenverfahren

 Membranverfahren

Die Abtrennung von CO₂ aus Gasströmen unter Verwendung von flüssigen Absorptionsmit- teln (sog. Wäsche) stellt das Verfahren mit der größten technischen Reife dar und wird auch heute schon großtechnisch eingesetzt. Unter Absorption versteht man das Lösen von Gasen in einer Flüssigkeit – und deren Bindung in der Flüssigkeit durch physikalische oder chemi- sche Kräfte.

 Die physikalische Wäsche ist eine der in Europa am häufigsten angewandte Gruppe von Verfahren zur Abtrennung von unerwünschten Komponenten in biogenen Gasen.

In der Druckwasserwäsche kommt Wasser als Absorptionsmittel zum Einsatz. Einige organische Lösungsmittel wie z. B. Polyethylenglykol-Dimethylether (Handelsname beispielsweise Genosorb® oder Selexol®) weisen eine im Vergleich zu Wasser deutlich erhöhte Löslichkeit für CO₂ und H₂S auf und werden ebenfalls in Waschverfahren ver- wendet.

Vorteile: Mit organischen Lösungsmitteln geringerer Strombedarf als bei DWW, er- probte kommerzielle Technologie, im Vergleich zu DWA geringere Methanverluste in der Biogasaufbereitung, keine Vorentschwefelung notwendig, lange Beständigkeit der Lösemittel.

Nachteile: höhere Kosten für Betriebsmittel und Entsorgung, Wärmezufuhr für Desorption.

 Die chemische Aminwäsche ist ein Verfahren der CO2-Abscheidung, bei der verdünn- tes Monoethanolamin- (MEA), Diethanolamin- (DEA), Methyldiethanolamin-Lösun- gen (MDEA) sowie zahlreiche weitere Aminformulierungen zum Einsatz kommen. A- mine sind wassergefährdend, gesundheitsschädlich und ätzend. Die CO2- Abscheidung mit chemischer Wäsche wird schon seit etwa 80 Jahren betrieben und kommt in Industrieprozessen und der Biogasaufbereitung zum Einsatz.

Vorteile: sehr selektive Wäsche, niedriger Methanschlupf in der Biogasaufbereitung, erprobtes kommerzielles Verfahren.

Nachteile: Aminlösungen teilweise umweltgefährdend (Wasser), hoher Wärmebe- darf für Desorption, hohe Kosten (je nach Lösemittel für Anlage, Betriebsmittel, Ent- sorgung), teilweise Korrosionsschutz notwendig.

Verfahren mit Gas-Feststoff-Reaktionen nutzen meist feste Erdalkalioxide, die sich durch chemische Reaktionen mit CO2 in Karbonate umwandeln. Zur Freisetzung des CO2 sind Tem- peraturen von 700 bis 1100 °C notwendig. In den vergangenen Jahren gab es eine Reihe von Forschungsvorhaben und einige Pilotanlagen zum so genannten Carbonate-Looping-Verfah- ren.

Bei der Adsorption haften Moleküle durch physikalische Kräfte auf der Oberfläche eines Stoffes.

 Die Druckwechseladsorption ist ein seit langem etabliertes Verfahren in der Luftzer- legung und Wasserstoffaufbereitung. Als Adsorbens werden üblicherweise Aktivkoh- len, Molekularsiebe (Zeolithe) oder Kohlenstoffmolekularsiebe verwendet.

 Die Temperaturwechseladsorption macht sich die Temperaturabhängigkeit der Ad- sorption zu Nutze.

 Vorteile: Trockenes Verfahren - daher kein Abwasser, keine oder nur wenig Wärme notwendig, Abwärme nutzbar (Verdichtung auf 6-10 bar bewirkt Erwärmung von 25- 35 °C auf 60-90 °C), erprobte kommerzielle Technologie.

Nachteile: hoher Energiebedarf für Druck- bzw. Temperaturänderung, hohe Kosten für Adsorbentien, auch für deren Entsorgung, relativ hohe Methanverluste in der Bi- ogasaufbereitung.

Unter dem Begriff der kryogenen Gasaufbereitung werden zwei Verfahrenskonzepte zu- sammengefasst: die Tieftemperaturrektifikation, wie sie z. B. zur Luftzerlegung angewandt wird, und das Ausfrieren von CO₂ unter erhöhtem Druck.

Nachteil: hoher investiver und energetischer Aufwand.

Membranverfahren nutzen den Umstand aus, dass Atome und Moleküle aufgrund ihrer Größe durch die Poren der Membran transportiert oder zurückgehalten werden. Das Ver- fahren wird in der Biogasaufbereitung in Deutschland bislang nur vereinzelt eingesetzt, für Kraftwerke und Industrie ist die Membrantechnologie der chemischen Absorption unterle- gen.

Vorteile: einfacher, technischer Aufbau, keine Betriebsmittel erforderlich – dadurch im Be- trieb niedrige Kosten, einfache Prozesssteuerung, hohe Umweltfreundlichkeit im Betrieb.

Nachteile: hoher Stromverbrauch, hohe Anlagenkosten.

Welches Verfahren für CO2-Abscheidung aus einem Rohgas gewählt und wie viel Energie dabei in Form von Strom und Wärme benötigt wird, hängt von der CO2-Konzentration im Rohgas und dessen Druckniveau ab – und ob beispielweise (Ab-)Wärmequellen aus verkop- pelten Prozessen zur Verfügung stehen. In Abschnitt 3.2.5 sind typische Werte zusammen- gefasst dargestellt.

3.2.2 CO2-Abscheidung aus der Luft

Die Konzentration von CO2 in der Atmosphäre liegt bei ca. 400 ppm (= 0,04 Vol.-%)¹ und ist im Vergleich mit den anderen Quellen sehr gering. Durch die damit verbundenen hohen Gasvolumina (2500 m³ Luft enthalten 1 m³ CO2) die bewegt, gekühlt oder aufgeheizt werden müssen, ist die Abscheidung von CO₂ aus der Luft (Direct Air Capture, DAC) sehr energiein- tensiv.

 Als Absorptionstechnik ist vor allem die Karbonatwäsche im experimentellen Einsatz.

Dabei entsteht ein Carbonat, aus dem mithilfe einer Säure das CO₂ wieder gelöst wird. Alternativ kann das CO₂ durch hohe Temperaturen – z. B. durch einen Erdgas- brenner – aus seiner Karbonatverbindung gelöst werden. (Goeppert et al., 2012;

Socolow et al., 2011). Das Unternehmen Carbon Engineering² betreibt in Kanada eine Absorptionspilotanlage mit einer Kapazität von einer Tonne CO₂ pro Tag.

 Beim Adsorptionsverfahren wird zunächst CO₂ an einem Adsorptionsmedium³ ge- bunden und dann mit Hilfe von Wärme auf niedrigem Temperaturniveau (< 100 C) wieder freigesetzt. Das Adsorptionsverfahren der Schweizer Firma Climeworks wird mittlerweile kommerziell im Maßstab von Pilot- und Demonstrationsanlagen einge- setzt. (Climeworks, 2017).

Da die verschiedenen DAC-Varianten erst seit kurzem in kleinem Maßstab eingesetzt wer- den, gibt es noch einen großen Spielraum für weitere technische Entwicklungen.

Einen Sonderfall stellt die Abscheidung von CO2 aus natürlichen Ausgasungen dar. Dabei handelt es sich um vulkanische Vorgänge: Über Spalten in der Erdkruste treten Gase, häufig dabei CO2, aus sogenannten Mofetten aus. Diese können in Vulkanseen (z.B. Laacher See in der Eifel) liegen oder die Gase treten aus der Erdoberfläche aus. Die Nutzung solcher Aus- gasungen wird teilweise bereits praktiziert.⁴ Die Nutzung ist als unproblematisch zu werten, wenn es sich selbständig austretende Gase handelt, die auch ohne menschliches Zutun in die Atmosphäre entweichen. Das Anbohren von Brunnen ist dagegen eher kritisch zu sehen, da hier u.U. Quellen erst mobilisiert werden.

3.2.3 Biogene CO2-Quellen

3.2.3.1 Biogasaufbereitung

In Biogasanlagen wird aus Energiepflanzen (z. B. Mais, Miscanthus, Holz aus Kurzumtriebs- plantagen), landwirtschaftlichen Reststoffen (z. B. Stroh, Gülle, Mist) oder organischen Sied- lungsabfälle (z. B. Grünschnitt, Bioabfälle) Rohbiogas⁵ erzeugt. Bisher wird in den meisten Anlagen das Rohbiogas vor Ort in Strom (und Wärme) umgewandelt. Derzeit wird nur ein

––––––––––––––––

1 Nach aktuellsten Messungen liegt die weltweite Kohlendioxid-Konzentration bei 407,38 ppm; siehe:

https://www.umweltbundesamt.de/daten/klima/atmosphaerische-treibhausgas-konzentrationen#text- part-1

2 https://carbonengineering.com/

3 Polyethylenimin (PEI) auf einem Zellulose-Vlies

4 https://www.carbo.de/de/ueber-uns/

5 Rohbiogas besteht aus 50-75 Vol.-% Methan (CH4), 25-45 Vol.-% Kohlendioxid (CO₂), 2-7 Vol.-% Wasser- dampf (H2O), <2 Vol.-% Sauerstoff (O2), <2 Vol.-% Stickstoff (N2), <1 Vol.-% Ammoniak (NH3) und <1 Vol.-%

Schwefelwasserstoff (H₂S).

kleiner Teil¹ aufbereitet und ins Erdgasnetz eingespeist, als sogenanntes Biomethan. Bei die- ser Biogasaufbereitung werden CO2 und andere unerwünschte Gaskomponenten entfernt und dadurch der Methangehalt erhöht. Üblicherweise wird das dabei abgetrennte CO2 in die Atmosphäre entlassen. In einzelnen Pilotanlagen wird dieses CO2 aber bereits zur Her- stellung von synthetischem Erdgas (engl. Synthetic Natural Gas, SNG) verwendet (Zuberbühler et al., 2011).

Derzeit werden für die Abscheidung von CO2 aus Biogas in Deutschland verschiedene Auf- bereitungsverfahren in der Praxis angewendet. Die vier häufigsten sind: die Druckwech- seladsorption (DWA), die Druckwasserwäsche (DWW), Physikalische Absorption mit organi- schen Lösemitteln und chemische Absorptionsverfahren. Das aus dem Rohbiogas abge- trennte Gasgemisch bezeichnet man als Schwachgas. Tabelle 3 zeigt die wichtigsten Prozessdaten. Wie daraus zu erkennen ist, weist das Schwachgas der DWA und der Chemi- schen Adsorption sehr hohe CO2-Konzentrationen auf, während im Schwachgas der anderen Verfahren aufgrund der notwendigen Strippung des jeweiligen Absorptionsmediums mit Luft das CO2 relativ stark verdünnt ist.

Tabelle 3: Prozessdaten der häufigsten derzeit eingesetzten Verfahren zur Biogasaufbereitung. Quelle: (FNR 2014, Dunkelberg 2015, Billig 2016)

Druckwechsel- adsorption (DWA)

Druckwasser- wäsche (DWW)

Physikalische Absorption (org.)

Chemische Absorption CO2-Konzentration im

Schwachgas (%) ^{87-99 14-22 26–32 99,99}

Strombedarf (kWh/Nm³) 0,20-0,25 0,20-0,30 0,23-0,33 0,06-0,15

Wärmebedarf (kWh/Nm³) 0 0 0,3 0,5-0,8

Temperatur

Prozesswärme (°C) ^{– – 55-80 110-160}

Prozessdruck (bar) 4-7 5-10 4-7 0,1-4

Methanschlupf vor Schwach-

gasnachbehandlung (%) ^{1,5-2,3 1-2,5 1 0,1}

H2S-Gehalt vor Schwachgas-

nachbehandlung (ppmv) ^{< 1,5 20-90 < 1 < 1}

Abgasnachbehandlung

(EEG & GasNZV)? ^{ja ja ja nein}

Feinentschweflung

Rohgas notwendig? ^{ja nein nein ja}

Wasserbedarf nein ja nein ja

3.2.3.2 Kommunale Abwasserreinigung

Eine spezielle Form der Biogaserzeugung und -aufbereitung findet in kommunalen Kläranla- gen statt, wenn der durch die Abwasserbehandlung entstandene Klärschlamm in Faultür- men vergoren wird. Unter Luftabschluss zersetzen Bakterien die organische Substanz zu Klärgas, das zwischen 50 und 70 % Methan und entsprechend zwischen 30 und 50 % CO2

enthält. Wie in Biogasanlagen wird das Klärgas aus kommunalen Anlagen heute entweder ––––––––––––––––

1 Ca. 10 % auf Basis des Heizwertes im Jahr 2016 (DENA, 2017)

in BHKW verbrannt oder zu Biomethan aufbereitet und ins Erdgasnetz eingespeist. Abwas- ser wird in Deutschland in Abwasserbehandlungsanlagen verschiedener Größen gereinigt, die unterschiedlichen Rechtsformen und Zuständigkeiten unterliegen. Laut amtlicher Statis- tik wurden im Jahr 2010 insgesamt rund 12.600 Abwasserbehandlungsanlagen erfasst, wo- bei 9.632 der Anlagen in der Zuständigkeit der öffentlichen Hand und 2.953 der Anlagen in der Zuständigkeit von wirtschaftlichen Betrieben lagen. Den öffentlichen Anlagen werden – in regional unterschiedlichen Anteilen – auch industrielle Abwässer zugeführt, während kommunales Abwasser nur gelegentlich in nichtöffentlichen Anlagen mitbehandelt wird.

(DWA 2015)

3.2.3.3 Bioethanolerzeugung

Die alkoholische Fermentation wird in großem Umfang zur Produktion von Bioethanol als Biokraftstoff eingesetzt. Als Rohstoff dienen Zucker, stärkereiche Rohstoffe oder auch Lig- nocellulose-Rohstoffe, welche durch eine vorgeschaltete Aufbereitung in Zucker umgesetzt werden. Dieser wird von Hefen zu Alkohol vergoren. Im Anschluss wird das Rohethanol des- tilliert und gereinigt. Im Jahr 2017 wurden in Deutschland rund 673.000 t Bioethanol herge- stellt. Bei diesem Vergärungsprozess entstehen pro kg Bioethanol 0,96 kg CO₂ (Meisel et al., 2015), das abgetrennt werden muss und so in relativ hoher Konzentration (98,8-99,6 % auf Trockenbasis) zur Verfügung steht (IEAGHG, 2011). Derzeit wird das CO₂ ungenutzt in die Atmosphäre geleitet.

3.2.3.4 Biomasseheizkraftwerk

Biomasseheizkraftwerke werden zur Stromerzeugung und Wärmebereitstellung aus Bio- masse eingesetzt. Der CO₂-Gehalt im Rauchgas unterscheidet sich etwas von dem fossiler Kraftwerke. Übliche Konzentrationen bewegen sich im Bereich 14 bis 17 Vol.-% (Global CCS Institute, 2010). Für die CO2-Abtrennung aus den Abgasen von Biomasseheizkraftwerken stehen chemische Absorptionsverfahren im Fokus der aktuellen Prozessentwicklung.

3.2.3.5 Papier- und Zellstoffherstellung

Die Zellstoff- und Papierindustrie zählt zu den fünf energieintensivsten Branchen in Deutsch- land. Ein großer Teil der eingesetzten Energie wird aus dem Rohstoff Holz gewonnen und gilt deshalb als klimaneutral, da bei nachhaltiger Forstwirtschaft pro Jahr ungefähr genauso viel CO2 freigesetzt wird, wie im nachwachsenden Holz gebunden wird. Die Hauptquelle von CO2 im am häufigsten eingesetzten Sulfatverfahren ist die Verbrennung von eingedickter Schwarzlauge (black liquor) im Rückgewinnungskessel. Die CO2-Konzentrationen im Abgas liegen bei rund 13-14 %. Als Abscheideverfahren bieten sich chemische Wäschen an. (Möl- lersten 2004) (Kuparinen 2019).

Grundsätzlich besteht auch die Möglichkeit aus der Abwasserbehandlung der Papier- und Zellstoffindustrie bzw. einer Vergärung der Papierschlämme Biogas zu gewinnen (Bienert et al. 2015). Dies findet jedoch in der Praxis kaum statt. Die Papierschlämme werden direkt energetisch verwertet bzw. thermisch entsorgt.

3.2.4 Industrielle Quellen

3.2.4.1 Abgase aus Gas-, Öl-, und Kohlekraftwerken bzw. Feuerungsanlagen

Im klassischen Kraftwerksprozess mit der Verbrennung von Stein- oder Braunkohle liegen übliche CO2-Konzentrationen im Rauchgas zwischen 12 und 15 Vol.-%, für Gas-und-Dampf- kraftwerke mit Erdgas als Brennstoff zwischen 3 und 4 %. Die größten Erfahrungen für die CO₂-Abscheidung gibt es mit der Aminwäsche. Die Regeneration des Lösungsmittels erfor- dert aber einen hohen energetischen Aufwand, der zu Wirkungsgradeinbußen des Kraft- werks zwischen 7 und 13 Prozentpunkten führt (Markewitz et al., 2017). Eine Verbrennung mit (nahezu) reinem Sauerstoff (OxyFuel-Verfahren) führt zu CO2-Konzentrationen zwi- schen 55 und 80 Vol.%, Der energetische Aufwand für die CO₂-Abtrennung verringert sich dadurch deutlich, jedoch muss zusätzlich reiner Sauerstoff aus einer Luftzerlegungsanlage bereitgestellt werden. Die Wirkungsgradverluste eines kohlegefeuerten Oxyfuel-Kraftwerks werden in einer Bandbreite von 8 bis 11 Prozentpunkten angegeben.

Fossile Kraftwerke werden jedoch im Zuge einer Transformation zu einer klimaneutralen Wirtschaft Schritt für Schritt ausgemustert und stehen deshalb nicht langfristig als CO2- Quelle zur Verfügung.

3.2.4.2 Abgase aus thermischen Abfallbehandlungsanlagen (TAB)

Hierunter werden gemäß der Interessengemeinschaft der Thermischen Abfallbehandlungs- anlagen in Deutschland e.V. (ITAD) folgende Anlagen gefasst:

 Müllverbrennungsanlagen (MVA)

 Ersatzbrennstoff-Heizkraftwerke (EBS-Anlagen)

 Klärschlammverbrennungsanlagen, kommunale Klärschlämme

 Klärschlammverbrennungsanlagen, industrielle Klärschlämme

Eine scharfe Unterscheidung dieser Anlagen ist im Einzelfall schwierig. MVA verbrennen überwiegend Resthausmüll, haben aber in vielen Fällen auch eine Genehmigung zum Einsatz verschiedener andere Abfallarten, z.T. auch zur Mitverbrennung von Klärschlamm. Ersatz- brennstoff (EBS) ist nicht exakt definiert. Üblicherweise ist der Ausgangsabfall ein gemisch- ter Abfall wie z.B. Hausmüll, gemischte Gewerbeabfälle, Fraktionen aus der Sortierung von Leichtverpackungen (LVP) oder andere Gemische aus Produktionsprozessen. Die Übergänge zwischen beiden Anlagenarten sind somit im Grunde fließend.

Der Sinn der EBS-Produktion besteht darin, aus dem gemischten Abfall eine hochkalorische Fraktion zu gewinnen, d.h. inerte und nasse Anteile sowie Metalle werden abgetrennt. Der Heizwert ist daher höher als bei dem Ausgangsabfall. Er liegt häufig zwischen 12 und 15 MJ/kg, während Haus und Gewerbeabfall bei 9 bis 11 MJ/kg liegt. Damit verbunden sind die v.a. Anteile an Kunststoffen wie auch Papier angereichert. Das Verhältnis von fossilem zu nicht-fossilem Kohlenstoff verschiebt sich damit hin zum Fossilen. Ausschlaggebend ist dabei die genaue Zusammensetzung der Ausgangsabfälle und die Aufbereitungstechnik.

Nach Untersuchungen von Schwarzböck et al. (2018) liegt der Anteil des fossilen C in einem Bereich zwischen 60 und 80 %.

Auch die Klärschlammverbrennung erfolgt in manchen Fällen in Kombination von kommu- nalem und industriellem Klärschlamm. Der Kohlenstoffanteil in der Trockenmasse von ge- faulten Klärschlamm liegt bei 30 %. Somit ergibt sich ein Potenzial von ca. 3,6 Mio. t CO2. Klärschlämme aus kommunalen Anlagen weisen nach ITAD (2002) ca. 80 % biogene Kohlen- stoffanteile auf. Der fossile Kohlenstoff ist dabei auf schwer abbaubare synthetische Pro- dukte bzw. fossile Rohstoffe zurückzuführen. Ist der gewerbliche Anteil am Abwässer hoch, können wesentlich geringere Anteile an biogenem Kohlenstoff resultieren. Die Bandbreite liegt nach ITAD zwischen 28 bis 71 %.

Was die Abscheidung von CO₂ aus dem Abgas einer TAB betrifft, werden die vorangehend bei Kraftwerken beschriebenen Techniken geeignet.

3.2.4.3 Industrieprozesse

Schätzungsweise 27 % der weltweiten CO₂-Emissionen werden durch industrielle Prozesse verursacht (Masanet et al., 2016). Etwa drei Viertel dieser Emissionen stammen aus größe- ren Punktquellen der Branchen Eisen und Stahl, Zement, Raffinerien sowie sonstigen Indust- rieprozessen (z. B. Gasaufbereitung, H2-Herstellung, Ammoniakherstellung etc.).

Zementherstellung

Zement besteht zu einem großen Teil aus Zementklinker, der bei ca. 1400 bis 1450°C aus einer Mischung aus Kalkstein (CaCO3) und Zuschlagstoffen gebrannt wird. Dabei wird der Kalkstein zu Kalziumoxid (CaO) umgewandelt und CO2 freigesetzt Diese prozessbedingten CO2-Emissionen sind ca. 2/3 der Gesamtemission, der Rest entsteht durch die Brennstoffe.

Die CO2-Konzentration im Abgas liegt zwischen 14 und 33 Vol.-% (IPCC, 2005). Für die CO2- Abscheidung bieten sich chemische Wäschen oder das Carbonate-Looping-Verfahren an.

Im Zuge einer Transformation zu einer klimaneutralen Wirtschaft wird sich voraussichtlich auch die Zementherstellung wandeln (z. B. durch Befeuerung mit Methan aus PtG-Herstel- lung, geringere Produktion durch Reduktion des Klinkerfaktors und neuartige Bindemittel).

Ein erheblicher Teil der heutigen Emissionen wird aber auch im Jahr 2050 noch bestehen.

Wie groß diese Menge ist, hängt davon ab, wie sich die Zementproduktionsmengen entwi- ckeln, wie schnell alternative Bindemittel entwickelt werden und ob Wasserstoff als erneu- erbarer Brennstoff eingesetzt werden kann. Selbst unter optimistischen Annahmen, wie in (UBA 2019c) dargelegt, sollten im Jahr 2050 noch mindestens 20 % der heutigen direkten Emissionen in der Zementindustrie anfallen.

Stahlherstellung

Bei der Eisen- und Stahlproduktion wird im Hochofen durch die Oxidation der Kokskohle CO2

erzeugt. Das Hochofengas enthält zwischen 20 und 25 % CO2. Dieses kann durch eine che- mische oder physikalische Wäsche abgeschieden werden. Recyclingstahl wird im Lichtbo- genofen aus Stahlschrott geschmolzen. Dabei verbrauchen sich die Graphitelektroden und es entsteht ebenfalls CO2.

Im Zuge der Transformation zu einer klimaneutralen Wirtschaft werden die CO2-Emissionen aus der Stahl- und Eisenindustrie vermutlich komplett verschwinden. Unternehmen der Stahlindustrie¹ planen für die Zukunft den Umstieg in eine CO2-freie Produktion durch den Einsatz von elektrolytischem Wasserstoff als Reduktionsmittel.

Ammoniak-Herstellung / Wasserstoff-Herstellung

Für die Herstellung von Ammoniak (NH3) werden die beiden Ausgangsstoffe Wasserstoff (H2) und Stickstoff (N2) benötigt. Wasserstoff wird in der Regel durch Reformierung von Erd- gas (CH4) unter Zugabe von Dampf (H2O) gewonnen:

CH4 + 2 H2O  4 H2 + CO₂

CO2 wird aus dem Produktgemisch durch (v.a. physikalische) Wäsche abgetrennt, um reinen Wasserstoff zu erhalten. Je Kilogramm Ammoniak fallen im Prozess 1,2 kg CO₂ an. Ein Teil des CO₂ wird heute schon weiterverwendet, vor allem zur Harnstoffsynthese und in der Nahrungsmittel- und Getränkeindustrie. Ein erheblicher Teil wird aber heute noch in die At- mosphäre entlassen.

Der CO₂-intensive Prozessschritt der Wasserstoffherstellung wird voraussichtlich im Zuge der Transformation zu einer klimaneutralen Wirtschaft über die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse aus erneuerbarem Strom substituiert.

Raffinerieanlagen

Für den Prozess des Hydrocracking und das Entschwefeln von Produkten verbrauchen Mi- neralölraffinerien große Mengen an Wasserstoff, der z. T. als Koppelprodukt auf Prozessen (Benzinreformierung, Vergasung von schweren Rückständen) stammt, größtenteils jedoch über die oben beschriebene Dampfreformierung von Erdgas erzeugt wird. Auch dieser Was- serstoff wird zukünftig durch elektrolytisch gewonnenen ersetzt werden.

Erdgas-Konditionierung

Erdgas ist – abhängig vom Bohrfeld - mit sauren Gaskomponenten (v. a. H₂S und CO₂) ver- unreinigt. Für deren Entfernung (Entsäuern, Sweetening) gibt es drei Gründe: Die Korrosivi- tät von H₂S und CO₂ in Gegenwart von Wasser, die Toxizität von H₂S sowie die Absenkung des Heizwertes durch das nicht brennbare CO₂. Die Aufbereitung von Erdgas ist derzeit der Hauptanwendungsfall für den Einsatz von Verfahren zur Abtrennung von Kohlendioxid (che- mische oder physikalische Wäsche oder Kryogen-Verfahren).

––––––––––––––––

1 https://www.thyssenkrupp-steel.com/de/unternehmen/nachhaltigkeit/klimastrategie/

Auch diese CO2-Quelle wird im Zuge einer Transformation zu einer klimaneutralen Wirt- schaft versiegen.

3.2.5 Zusammenfassung: CO₂-Konzentrationen und Energiebedarfe

In Tabelle 4 sind typische Werte für unterschiedliche CO2-Quellen und Abscheideverfahren zusammengestellt.

Tabelle 4: Eigenschaften der wichtigsten CO2-Quellen und -Abscheideverfahren (von der Assen et al., 2016; Fischedick et al., 2015; Vatop- oulos / Tzimas, 2012).

CO₂-Quelle Langfristig verfügbar?

CO₂- Konzentration

[Vol.-%]

Abscheide- technologien

Strombedarf (GJ/t CO₂^,prod)

Wärmebedarf (GJ/t CO₂^,prod)

Brennstoff-be- darf (GJ/t CO₂^,prod)

Luft (Absorption) ja 0,04 % CL 1,3 4,2

Luft (Adsorption) ja 0,04 % TSA/DWA 2,5 7,9

Biogas ja 20-45 % CW, DWW,

DWA, M, PW

1,0 (DWW, DWA)

0,4 (CW) 2,6 (CW) Bioethanolherstel-

lung¹ ja 99 % -- 0,40 0,01

Biomasse-HKW ja 14-17 % CW 1,22

Erdgas GuD-Kraftwerk nein 3-4 % CW 1,60 --

Raffinerie nein 3-13 % CW 0,91 3,16

Kohlekraftwerk nein 12-15 % CW 1,22 --

Eisen- und Stahlher-

stellung² nein 17-35 % CW, PGW 0,35-0,5 (CW)

0,77 (PW)³ 2,5-4,4 (CW) Integr. Zellstoff- und

Papierherstellung ja 13-14 % CW 0,04 1,57

Zementfabrik teilw. 14-33 % CW, CL 0,65 (CL)

0,49 (CW)

--

3,65 (CW) 2,17 (CL) Integrated Gasifica-

tion Combined Cycle Kraftwerke (Kohle)

nein 40 % PW, DWA,

TSA, K 0,40 -- 0,81

Ammoniakherstel-

lung¹ nein 100 % -- 0,40 0,01

Erdgaskonditionie-

rung¹ nein 100 % -- 0,40 0,01

Abkürzungen zu den Abscheidetechnologien: Chemische Wäsche (CW), Druckwasserwäsche (DWW), Druckwechseladsorption (DWA), Temperaturwechseladsorption (TSA), Membrantrennverfahren (M), Phy- sikalische Wäsche, z. B. Polyglykol (PW), Kryogen-Trennverfahren (K), Carbonate-Looping-Verfahren (CL), gängigstes Verfahren gefettet.

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1 Nur Kompression, Wärmebedarf zur Gastrocknung (nach (Farla et al., 1995))

2 Ohne Kompression des Rohgases, da dieses oft für die folgende Nutzung (Gasturbine) geschieht.

3.3 Fischer-Tropsch- und Methanol-Synthese

Wie in Abbildung 5 gezeigt, gibt es im Wesentlichen zwei Pfade PtL-Kraftstoffe herzustellen:

die Fischer-Tropsch-Synthese (FT) und die Synthese von Methanol. Beide Technologien be- ruhen auf dem Einsatz von Wasserstoff und Strom sowie von CO und/oder CO2. Die anschlie- ßenden Aufbereitungsschritte unterscheiden sich zum Teil.

Abbildung 5: Schema der Synthese von PtX-Produkten aus Wasserstoff und CO2 durch Fischer-Tropsch- und Methanolsynthese (Arnold et al., 2018)

Der FT-Prozess besteht aus einer CO2-Abscheidung, gefolgt von einer Synthesegaserzeu- gung, der Fischer-Tropsch-Synthese, einem Hydrocracker sowie einer Produktaufberei- tung/-raffination. In einer sogenannten reversen Wasser-Gas-Shift-Reaktion (rWGS) wird Synthesegas erzeugt: CO2 und H2 werden bei Temperaturen bis 1000 °C und Drücken bis zu 50 bar in CO und Wasser umgewandelt. In der Fischer-Tropsch Synthese werden bei Drücken zwischen 20-40 bar und Temperaturen um 200 – 300 °C Kohlenwasserstoffe katalytisch syn- thetisiert. Der Output aus der Fischer-Tropsch-Synthese sind flüssige Kohlenwasserstoffe, die abhängig von der Prozessführung in unterschiedlicher Zusammensetzung vorliegen.

Diese werden per Hydrocracking, Isomerisierung und Destillation zu einem Kraftstoff-Mix aufbereitet. Auch dieser kann je nach Prozessführung variieren bzw. eingestellt werden; da- bei können 50-60 % Anteile an Flugzeugkraftstoff erreicht werden. Anschließende Oligome- risierung kann diesen Anteil noch weiter erhöhen.

Auch der Methanolprozess besteht aus einer vorgeschalteten CO2-Abscheidung, gefolgt von einer Synthesegaserzeugung, der Methanolsynthese und einer Separationskolonne. Die Me- thanolsynthese wird bei 40 - 260 °C, Drücken bis zu 100 bar und in der Regel mit einem Kupferkatalysator betrieben. Methanol wird über die DME (Dimetylether)-Synthese, Olefin- synthese, Oligomerisierung und Hydrotreating ebenfalls zu einem Gemisch aus hauptsäch- lich Benzin, Diesel und Kerosin aufbereitet.

3.4 PtL-Anlagen

Die Erzeugung synthetischer Kraftstoffe aus fossilen Kohlenstoff- und Wasserstoffquellen – sowohl über die Fischer-Tropsch-Route als auch über die Methanolroute – ist ein etablier- tes, industrielles Verfahren. Mehrere trans- bzw. multinationale Unternehmen wie Shell und Sasol operieren in diesem Bereich. Die südafrikanische Sasol mit Tochter-Unternehmen auch in Deutschland ist einer der weltweit größten Hersteller synthetischer Kraftstoffe. Aus- gangsbasis ist seit den 1990er Jahren vor allem Kohle und zum Teil Erdgas. Shell betreibt seit 2012 großmaßstäblich und kommerziell in Quatar die sogenannte Pearl-Anlage, in der aus Erdgas der synthetische Kraftstoff GTL hergestellt wird. Anders sieht es für die Herstellung von PtL aus, dessen Herstellung noch erforscht und entwickelt wird. Das Forschungsfeld ist, zumindest im Gegensatz zu anderen Kraftstoffen (etwa Biokraftstoffen mit einer sehr akti- ven und weit verbreiteten Forschung) und auch im Vergleich zu Power-to-Gas, das ebenfalls stärker z. B. in Publikationen vertreten ist, noch vergleichsweise klein. In der Praxis ist die Firma „Sunfire“ aus Dresden eines der europäisch führenden Unternehmen im Bereich der synthetischen Kraftstoff-Erzeugung. (Arnold et al., 2018)

Für die Methanolsynthese mit regenerativ erzeugtem Wasserstoff und unter Einsatz von CO2 lassen sich derzeit zwei relevante und technisch ähnliche Anlagen identifizieren, die al- lerdings auf unterschiedliche CO2-Quellen zugreifen:

 Die kommerzielle Anlage George Olah in Island mit CO2 aus geothermischen Quellen und einer Jahreskapazität von 50.000 l.

 Die im Rahmen eines Forschungsprojektes betriebene Anlage beim Steinkohle- kraft- werk Lünen unter Einsatz von CO2 aus Rauchgasen.

Aus den bisher realisierten Projekten lässt sich ein Zeitrahmen von rund 10-15 Jahren von der Planung bis zur Kommerzialisierung ableiten. In allen bisherigen Fällen sind allerdings öffentliche Forschungsgelder geflossen.

PtL-Demonstrationsanlagen weisen derzeit schon recht hohe Technologiereifegrade auf (TRL 5-8). Es sind leichte Entwicklungsvorteile für Methanol gegenüber den Fischer-Tropsch- Verfahren sichtbar. Die ausgewiesenen TRL gelten aber nicht für Anlagen im flexiblen Be- trieb (Teillastbetrieb, schnelle Regelbarkeit für Demand Side Management (DSM), energie- effiziente Kopplung mit weiteren Prozessen). Werden diese Aspekte zusätzlich abverlangt, werden die TRL-Werte nach Einschätzung von (Ausfelder, 2015) um ca. 1-2 Stufen geringer ausfallen.

Forschungsbedarf besteht für beide PTL-Technologiepfade (Fischer-Tropsch- und Metha- nolsynthese) in der grundsätzlichen Auswahl und Herstellung geeigneter Katalysatormate- rialien. Außerdem müssen sich die Anlagen auch im größeren Maßstab bewähren. Das gilt nicht nur für die Reaktionsbedingungen, sondern auch die Auslegung von Reaktortyp, Ener- gie- und Stofftransport sowie Katalysatorformulierung. Hinzu kommen die Lebensdauern der Katalysatoren insbesondere unter realen Anwendungsbedingungen.

Als potenzielles wirtschaftliches Risiko wird von Experten die Ausrichtung einer Technologie auf ein Produkt für einen ausschließlichen Verwendungszweck angesehen. Dieses Risiko be- steht eher für Fischer-Tropsch-basierte PTL-Kraftstoffe, die im Straßenverkehr mit der Elekt- rifizierung konkurriert. Demgegenüber steht der Bedarf an THG-neutralen Treibstoffen für den Flugverkehr, wo es zu Fischer-Tropsch-Kerosin wenig bis keine Alternativen gibt. Im Ver- gleich dazu kann der Methanolpfad auch im Rahmen von Power-to-Chemicals langfristig ge- nutzt werden. Dies reduziert mittel- bis langfristig das Investitionsrisiko.

4 Globale Leitplanken und internationale Nachhaltigkeitsziele zur Ableitung von Kriterien

Spätestens seit dem Welt-Umweltgipfel von Rio de Janeiro in 1992 ist Nachhaltigkeit zur Pflichtaufgabe für jedes Entwicklungshandeln geworden, global wie lokal. Für eine praxisbe- zogene Definition von Nachhaltigkeit oder über Kriterien zu ihrem Nachweis hat es über lange Zeit jedoch keine allgemeingültige Vereinbarung gegeben. Die Millennium Develop- ment Goals (MDGs) der UN formulierten 2000 erstmals einen global abstimmten Zielkatalog für nachhaltige Entwicklung.

4.1 Sustainable Development Goals (SDGs)

Mit der Agenda 2030 für Nachhaltige Entwicklung hat die UN in 2015 schließlich die Sustainable Development Goals (SDGs) verabschiedet. Diese 17 Nachhaltigkeitszielen je- weils mit festen Zeitzielen setzen einen Meilenstein, der alle Staaten auffordert, ihr Tun und Handeln danach auszurichten. Die Resolution der UN enthält 169 Unterziele, jeweils mit In- dikatoren zur Messung.

Abbildung 6: Die 17 globalen Ziele für nachhaltige Entwicklung (SDGs) der Agenda 2030

Von den 17 SDGs und ihren Unterzielen werden folgende für die hier vorliegende Aufgaben- stellung als relevant erachtet:

 SDG 2: Den Hunger beenden, Ernährungssicherheit und eine bessere Ernährung er- reichen und eine nachhaltige Landwirtschaft

‒ 2.3: Landwirtschaftliche Produktivität steigern (verdoppeln bis 2030)

‒ 2.4: Bis 2030 Nachhaltigkeit der Systeme der Nahrungsmittelproduktion sicher- stellen

 SDG 7: Zugang zu bezahlbarer, verlässlicher, nachhaltiger und moderner Energie für alle sichern

‒ 7.2: Bis 2030 den Anteil EE am globalen Energiemix deutlich erhöhen

 SDG 9: Eine widerstandsfähige Infrastruktur aufbauen, breitenwirksame und nach- haltige Industrialisierung fördern und Innovationen unterstützen

‒ 9.4: Bis 2030 die Infrastruktur modernisieren und die Industrien nachrüsten, um sie nachhaltig zu machen, mit effizienterem Ressourceneinsatz und unter ver- mehrter Nutzung sauberer und umweltverträglicher Technologien und Indust- rieprozesse

 SDG 10: Ungleichheit in und zwischen Ländern verringern¹

 SDG 12: Nachhaltige Konsum- und Produktionsmuster sicherstellen

‒ 12.1: Nachhaltige Konsum- und Produktionsmuster umsetzen

‒ 12.a: Entwicklungsländer bei ihren technologischen Kapazitäten stärken¹

 SDG 13: Umgehend Maßnahmen zur Bekämpfung des Klimawandels und seiner Aus- wirkungen ergreifen

‒ 13.2. Klimaschutzmaßnahmen in die nationalen Politiken, Strategien und Pla- nungen einbeziehen

 SDG 15: Landökosysteme schützen, wiederherstellen und ihre nachhaltige Nutzung fördern, Wälder nachhaltig bewirtschaften, Wüstenbildung bekämpfen, Bodendegra- dation beenden und umkehren und den Verlust der biologischen Vielfalt zu beenden

‒ 15.5: die Verschlechterung der natürlichen Lebensräume zu verringern, um dem Verlust der biologischen Vielfalt ein Ende zu setzen

 SDG 17: Umsetzungsmittel stärken und die Globale Partnerschaft für nachhaltige Entwicklung mit neuem Leben erfüllen¹

‒ 17.2: Investitionen in Least Developed Countries stärken

4.2 Weitere Leitplanken und Standards

Die SDGs wurden seitens des WGBU (2014) in ein Konzept planetarischer Leitplanken ein- gebunden. Das Konzept der planetaren Grenzen von Rockström et al. (2009) bzw. Steffen et al. (2015) formuliert dagegen für neun zentrale natürliche Systeme und Prozesse „planetare ––––––––––––––––

1 Da sich der Rahmen dieser Arbeit auf eine inländische Produktion fokussiert, greift dieses SDG vorerst nicht. Es wird ggf. an Bedeutung gewinnen, wenn der Rahmen auf Produktion im Ausland (Schwellen- und Entwicklungsländer) erweitert wird.

Belastbarkeitsgrenzen". Beide Ansätze sind geeignet, um auf Kriterien für Nachhaltigkeit zu schließen.

Konkrete Nachhaltigkeitskriterien für das Handeln von Staaten, Volkswirtschaften, Produ- zenten, Konsumenten wurden außerdem von verschiedenen Seiten entwickelt, vorgeschla- gen oder verbindlich gemacht. Insbesondere im Kontext der Nutzung von Bioenergie gab es hierzu in vergangenen fünfzehn Jahren Aktivitäten. Die eingangs bereits erwähnte RED¹ stellt das erste gesetzliche Regelwerk dar, welches Nachhaltigkeitskriterien für konkrete Produkte (Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe) verbindlich und nachweispflichtig macht. Zwischenzeitlich wurde auch eine ISO-Norm zu Nachhaltigkeitskriterien und Indika- toren für Bioenergie verabschiedet.² Im Bioenergiekontext stellen auch die 24 Nachhaltig- keitsindikatoren der Global Bioenergy Partnership (GBEP)³ eine Referenz. Tabelle 5 stellt die Leitplanken und Kriterien aus den genannten Quellen thematisch zusammen.

Tabelle 5: Leitplanken und Kriterien verschiedener Standards

SDG WGBU Planetare Grenzen RED / RED II ISO 13065 GBEP

13.2 Klimawandel auf 2°C be- grenzen

Klimawandel Treibhausgas- einsparung

Treibhausgas- einsparung

Treibhausgas- einsparung 14 Ozeanversauerung auf 0,2

pH Einheiten begrenzen

Versauerung der Meere

15 v.a.:

15.5

Verlust von biologischer Vielfalt und Ökosystem- leistungen stoppen

Intaktheit der Biosphäre

keine Umwandlung von Primärwald

Schutz von Bio- diversität

Schutz von Biodiversi- tät

15.3 2.4

Land- und Bodendegrada- tion stoppen

Landnutzungs- wandel

keine Umwandlung C-reicher Flächen

Schutz des Bo- dens

Schutz des Bodens Landnutzung und LUC Gefährdung durch langle-

bige anthropogene Schad- stoffe begrenzen

Aerosolgehalt in der Atmosphäre O3 in Stratosphäre Neue Subst., GMO

Luftschadstoffe Luftschadstoffe

Verlust von Phosphor stoppen

Biochemische Flüsse (P + N)

Schutz von Was- serqualität

Schutz von Wasser- qualität

6 Süßwassernutzung Wasser als Res-

source;

Wasserrechte

Wasser als Ressource

1, 3 Landrechte, Le-

bensmittelpreise

Landrechte, Lebens- mittelpreise

2.3, 2.4 keine Nahrungsmit-

telkonkurrenz

Nahrungsmittelpreise Erläuterung: LP: Leitplanken nach WBGU (2014), PG: Planetare Grenzen nach Steffen et al.

(2015); RED: Erneuerbare Energie-Richtlinie; ISO: ISO 13063.2015;

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1 Richtlinie 2009/28/EG

2 ISO 13065.2015: Sustainability criteria for bioenergy

3 http://www.globalbioenergy.org/programmeofwork/task-force-on-sustainability/gbep-report-on-sus- tainability-indicators-for-bioenergy/en/