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Biomethanol aus Biogas: Chance für Ü20-Anlagen

Das Projekt BioMeSyn soll zeigen, dass sich Biomethanol aus Biogasanlagen heute schon zu konkurrenzfähigen Preisen produzieren lässt. Es wäre eine Alternative zur klassischen Gasaufbereitung.

Lesezeit: 5 Minuten

Die Produktion von Biomethan gilt als zukunftsträchtige Option für Biogasanlagen, die nach 20 Jahren Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) aus der Stromproduktion aussteigen wollen. Wer über den Wechsel von der Strom- und Wärmeproduktion auf die Gaseinspeisung nachdenkt, könnte künftig eine weitere Option ins Kalkül ziehen: Die Biomethanolproduktion.

Noch ist das Verfahren nicht ausgereift, sondern existiert erst im Pilotstadium. „Biomethanol hat aber viel Potenzial, weil es sich nach heutigen Annahmen zu sehr konkurrenzfähigen Kosten herstellen lässt“, sagt Carl Fritsch von der Hochschule RWTH Aachen. Fritsch betreut dort das Projekt „BioMeSyn“, bei dem die Wissenschaftler untersuchen, ob und wie dezentrale Biogasanlagen Biomethan erzeugen können.

Großes Potenzial

Das Absatzpotenzial wäre riesig: Heute benötigt die chemische Industrie weltweit 110 bis 120 Mio. t Methanol. Es dient als Rohstoff für die Produktion von Kunststoffen, Lösungsmitteln, Lacken, Harzen oder für die Pharmaindustrie als Grundchemikalie für die Produktion von Pharmazeutika. „Etwa ein Drittel der Menge verwendet die Industrie, um daraus Zusatzstoffe für Kraftstoffe wie das Antiklopfmittel ETBE für Benzin herzustellen“, sagt Fritsch. Auch als Schiffskraftstoff ist das Produkt im Gespräch. Die Reederei Maersk beispielsweise betankt damit seit Februar 2024 den ersten Containerfrachter. Der Treibhausgasausstoß betrage nur ein Drittel vom üblichen Schiffsdiesel oder von Schweröl. Bis 2026 sollen weitere 17 Containerriesen mit Biomethanol fahren.

Von Erdgas zu Biogas

Als Rohstoff für die Methanolsynthese setzen die Hersteller heute überwiegend Erdgas ein, chinesische Unternehmen vergasen zudem Braunkohle. Für die großindustrielle Herstellung wird Erdgas reformiert. Einfach gesagt, wird das Methan dabei durch die Zugabe von Wasserdampf in Kohlenmonoxid (CO) und Wasserstoff (H2) aufgetrennt. „Das Gemisch kann man komprimieren, um daraus im zweiten Schritt Methanol (CH3OH) herzustellen“, erklärt Fritsch.

Auch bei der Vergasung von Kohle über einen Wirbelschichtvergaser entstehen die Zwischenprodukte CO und H2, die weitere Produktion ist analog zu der von Methan. „Für die Verfahren, die heute mit fossilen Energien funktionieren, kann man ebenfalls biologische Ausgangsstoffen verwenden“, sagt der Wissenschaftler. Das bedeutet: Statt Erdgas lässt sich Biogas oder Klärgas einsetzen, statt Kohle könnte man trockene Biomasse verwenden.

Eine dritte Möglichkeit wird gerade von Porsche in Chile erprobt: Hier soll CO₂ aus der Luft abgeschieden und mit Elektrolyse-Wasserstoff zu Methanol synthetisiert werden. Das „Direct-Air-Capture“, wie die CO₂-Abtrennung genannt wird, gilt aber als sehr teures und energieaufwändiges Verfahren.

Biogas statt Biomethan

Bei dem Forschungsprojekt BioMeSyn geht es explizit darum, das Rohbiogas zu verwenden. Damit spart sich der Betreiber den Aufbereitungsschritt vom Biogas zum Biomethan, bei dem vor allem CO₂ abgetrennt wird. „Zudem erhöhen wir die Methanolausbeute, weil wir das im Biogas enthaltene CO₂ auch nutzen. Beim Biomethan wäre der Kohlenstoffgehalt und damit die Ausbeute geringer“, nennt Fritsch ein weiteres Argument für den Rohgaseinsatz.

Während bei der großtechnischen Reformierung sehr viel Energie benötigt wird, um Wasserdampf zu erzeugen, soll die Energie in den kleineren dezentralen Anlagen besser eingesetzt werden können. „Wir geben in dem Prozess Sauerstoff in den Reformer, sodass ein Teil des Gases verbrennt. Die dabei entstehende Wärme reicht für den gesamten Prozess aus“, erklärt er.

Da das Rohbiogas für eine wirtschaftliche Methanolsynthese zu wenig Wasserstoff enthält, ist die Zugabe von Wasserstoff nötig. Sauerstoff und Wasserstoff fällt bei der Elektrolyse von Wasser an. Daher ist der gesamte Biomethanolprozess auch zur Sektorkopplung geeignet, also zur Kombination mit Wind- oder Solarparks, die günstigen Strom für die Elektrolyse bereitstellen können.

Bisherige Ergebnisse

Die Forschung im Projekt konzentrierte sich bislang auf eine Pilotanlage an einer Kläranlage in Dinslaken (Nordrhein-Westfalen), bei der die Wissenschaftler 7 m3 Klärgas pro Stunde einsetzen. Die Anlage ist in einem Seecontainer untergebracht. „Wir arbeiten derzeit an einer Skalierung für eine Anlage, die stündlich 700 m3 Rohbiogas verwerten kann. Sie wird nach unseren Berechnungen maximal zwei bis drei Seecontainer Platz benötigen“, stellt Fritsch in Aussicht.

Was die Wissenschaftler bislang herausgefunden haben:

  • Aus 1 kWh Biogas (Heizwert) lassen sich dank der Zugabe von Sauerstoff und H2 1,4 kWh Methanol produzieren.

  • Die Größe von 700 m3 Rohbiogas ist sinnvoll, da auch bei der dezentralen Produktion Skaleneffekte auftreten. Das Konzept lässt sich aber auch auf kleinere Anlagen übertragen.

Die Wirtschaftlichkeit

Heute wird Methanol aus fossilen Rohstoffen in Anlagen produziert, die bis zu 5000 t Methanol am Tag produzieren. Eine Biogasanlage mit 700 m3 Biogas pro Stunde (umgerechnet etwa 1,4 MW elektrisch) erzeugt stündlich etwa 1 t Biomethanol, also vielleicht 8 bis 10 t/Tag. „Daher stellt sich die berechtigte Frage, ob eine dezentrale Anlage überhaupt mit den riesigen weltweiten Erzeugungskapazitäten mithalten kann“, sagt Fritsch.

Dazu hat er Modellrechnungen vorgenommen. Die Investitionskosten für die Methanolsynthese schlagen mit etwa 3,5 Mio. € zu Buche, die Elektrolyse kostet weitere 3 Mio. €. Trotz der immensen Summen überrascht das Ergebnis: Biomethanol lässt sich selbst bei einer mittleren Auslastung der Anlage mit nur rund 4000 Volllaststunden für etwa 460 bis 550 €/t herstellen. Die Kostenblöcke dabei:

  • Rohbiogas: 270 bis 330 €/t

  • Abschreibung Methanolsynthese: 85 €/t

  • Abschreibung Elektrolyse:  34 €/t

  • Strom Elektrolyse: 40 €/t

  • Energie für Methanolsynthese: 24 €/t

  • Wartung: 6 €/t

 „In Rotterdam wird fossiles Methanol derzeit für 550 €/t gehandelt. Man könnte also Biomethanol dezentral heute schon zu Marktpreisen herstellen“, resümiert Fritsch.

Auch könnte die Biomethanolproduktion für Anlagenbetreiber eine weitere Wertschöpfung bedeuten. Denn ins Gasnetz eingespeistes Biomethan ließ sich Ende 2023 nach Zahlen der Bundesnetzagentur für 7 bis 9 ct/kWh (Heizwert) verkaufen.  „Wer dagegen aus dem Rohbiogas Biomethanol erzeugt, kann bei 550 €/t Methanol umgerechnet etwa 8 bis 9 ct/kWh Heizwert erlösen“, sagt der Wissenschaftler. Abzuwarten bleibe, ob Abnehmer für das „grüne“ Produkt vielleicht sogar einen Aufpreis zahlen.

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