Europas raffiNerien als Säulen erfolgreicher Klimapolitik
TEXT Wolfgang Kempkens
Um die Klimaschutzziele zu erreichen und gleichzeitig die wichtige bezahlbare Mobilität zu gewährleisten, wollen europäische Raffinerien zunehmend neue
Rohstoffe einsetzen.

Mit der Vision 2050 geht die Branche ihren Weg in die Zukunft.

enn es um die Reduzierung von Treibhausgasen geht, wollen auch die europäischen Raffinerien neue Wege beschreiten: Die Raffinerien, die heute Rohöl zu Wertstoffen wie Diesel, Benzin, Kerosin, Bitumen und zahlreichen anderen Produkten veredeln, werden künftig immer weniger Energie verbrauchen und damit weniger Kohlendioxid emittieren, verspricht FuelsEurope, der Branchenverband der Raffinerieindustrie in der Europäischen Union. Zudem werde Erdöl zunehmend durch synthetisches Öl ersetzt, das ohne Beeinträchtigung der Umwelt hergestellt wird, etwa aus Wasser, Solar- und Windstrom sowie aus Kohlendioxid. „Vision 2050“ heißt die Strategie, die bis zur Mitte dieses Jahrhunderts die heutigen Raffinerien in grüne umwandeln soll. „Die europäische Mineralölwirtschaft strebt mit der Vision 2050 den Weg in eine immer kohlenstoffärmere Produktion und Nutzung flüssiger Kraft-, Brenn- und Rohstoffe in Raffinerien an“, sagt John Cooper, Generaldirektor von FuelsEurope.

Flüssige Energie ist alternativlos
„Flüssige Energieträger sind aufgrund ihrer hohen Energiedichte besonders im Straßengüter-, Schiffs- und Luftverkehr praktisch nicht zu ersetzen“, meint Cooper. Batterien kommen da nicht mit, auch keine Elektrofahrzeuge mit Brennstoffzellen, die Wasserstoff tanken.

Europas Raffinerien würden in Zukunft „treibhausgasreduzierte oder sogar treibhausgasneutrale flüssige Kraft- und Brennstoffe als wichtige Ergänzung zu grünem Strom, Gas und Wasserstoff herstellen“. Auch der Mineralöl-wirtschaftsverband (MWV) ist davon überzeugt. „Die Nutzung flüssiger Kraft- und Brennstoffe in immer effizienteren Fahrzeugen führt langfristig zu einer emissionsarmen und gleichzeitig starken europäischen Wirtschaft“, sagt MWV-Hauptgeschäftsführer Prof. Dr.- Ing. Christian Küchen. Die Industrie kann auf Projekte zurückgreifen, die bereits in technischem Maßstab realisiert sind. Seit Jahren läuft im Karlsruher Institut für Technologie (KIT) eine „Bioliq“ genannte Anlage, die Treibstoffe aus Stroh und anderen Bioabfällen herstellt.
Am gleichen Standort werden ab August flüssige Treibstoffe oder E-Crude hergestellt, ein synthetisches Erdöl, das in Raffinerien weiterverarbeitet werden kann. Und in Norddeutschland, an einer Umspannanlage des Stromnetzbetreibers TenneT, werden ab 2022 Wasserstoff, synthetisches Methan sowie Diesel, Benzin und Kerosin produziert. Eines haben all diese Projekte gemein: Kohlendioxid wird bei der Nutzung als Brennstoff zwar frei. Doch es ist die gleiche Menge, die zuvor von Pflanzen oder technischen Anlagen aus der Luft gefiltert wurde.
Bioliq in Karlsruhe ist die älteste Großanlage dieser Art. Weil die Mengen an landwirtschaftlichen
„Wir streben eine immer
kohlenstoffärmere Produktion und Nutzung flüssiger
Kraft-, Brenn- und Rohstoffe
in Raffinerien an.“
John Cooper,
Generaldirektor von FuelsEurope
Abfällen aber begrenzt sind, haben zwei andere Verfahren möglicherweise bessere Chancen, Treibstoffe in großen Mengen zu produzieren.
Die Dresdner Firma Sunfire hat einen 500-Stunden-Test einer Hochtemperatur-Co-Elektrolyseanlage erfolgreich abgeschlossen. Sie wird zum KIT-Gelände gebracht und dort mit einer zweiten Anlage kombiniert, die flüssige Kraft- und Brennstoffe, E-Fuels, herstellt.
Das Kohlendioxid wird in eine Anlage eingespeist, die der KIT-Ableger Ineratec entwickelt hat. Nach dem Fischer-Tropsch-Verfahren produziert sie E-Fuels. Für ein weiteres Vorhaben haben sich TenneT sowie die Gasnetzbetreiber ThyssenGas und Gasunie zusammengetan. In einem Umspannwerk von TenneT, in das große Mengen Windstrom aus Offshore-Parks fließen, spaltet diese Energie Wasser in Wasser- und Sauerstoff auf. So entsteht Methan, also synthetisches Erdgas. Das Gas kann als Treibstoff für Autos, zum Heizen oder zur Stromproduktion eingesetzt werden. Im Endausbau wird die Anlage eine Leistungsaufnahme von 100 Megawatt haben und damit die größte der Welt sein. Kommerzielle Anlagen müssten aber weitaus größer sein. „Wir wollen heute die Daten für richtige Entscheidungen in der Zukunft sammeln“, gibt Thomas Gößmann, Vorsitzender der Geschäftsführung von ThyssenGas, die Richtung vor.