Die Zukunft des Methanols: Die Kosten der Abkehr von Erdgas

What do adhesives, light displays, gasoline, and industrial rubber have in common? They all have the simplest organic alcohol — methanol — as their foundation. Methanol is a building block for a wide range of chemicals, and with one of the highest hydrogen-to-carbon ratios, it shows potential as a high-energy-efficiency fuel. Methanol also accounts for 28% of the emissions associated with primary chemical production. Methanol is mainly produced from natural gas (gray methanol) in a two-step process — natural gas reforming into synthetic gas (syngas) and catalytic conversion of syngas into methanol — and has a production cost of roughly USD 160/tonne. But growing applications for methanol as a low-carbon fuel and a carbon carrier for the chemicals industry require a transition away from fossil feedstock.

Dieser Übergang ist jedoch mit Kosten verbunden. Und die Kosten werden umso höher, je weiter wir uns von den etablierten Rohstoffen und Verfahren entfernen. Wir untersuchen die Kosten für die Herstellung von drei verschiedenen Sorten kohlenstoffarmen Methanols (blaues Methanol, Biomethanol und E-Methanol) im Hinblick darauf, wie stark sie vom etablierten grauen Methanolpfad abweichen. 

*Capex, Investitionsausgaben, **Opex, Betriebsausgaben, ***CCS, Kohlenstoffabscheidung und -speicherung

• Blue methanol (identical feedstock, identical process). The first adjacency to gray methanol is blue methanol, which retains the incumbent natural gas pathway with a carbon capture retrofit. Blue methanol costs USD 230/tonne of methanol and allows operating facilities to reduce the carbon intensity of gray methanol by approximately 40% via carbon capture. Activity here has been sparse, but earlier this year, the U.S. saw an announcement about a USD 3 billion project at the Port of Lake Charles to produce blue methanol and other chemicals. However, this is not a long-term solution because blue methanol will eventually be penalized in its lifecycle analysis since the carbon embedded is still from natural gas and, therefore, fossil derived. Emissions (including methane) from feedstock sourcing and gas flaring result in an unavoidable carbon intensity that can hinder market adoption. 

• Biomethanol (neues Ausgangsmaterial, ähnliches Verfahren). Der nächste Schritt ist die Umstellung auf eine nicht-fossile Kohlenstoffquelle, wobei jedoch einige Aspekte des etablierten Erdgasverfahrens beibehalten werden. Die nicht-fossile Kohlenstoffquelle ist Biomasse oder Biogas, und der Prozessaspekt, der beibehalten wird, ist das Syngas-Zwischenprodukt. Feste Biomasse wie Holzpellets oder Siedlungsabfälle können einer Vergasung unterzogen werden, und ein gasförmiges Ausgangsmaterial wie Biogas kann reformiert werden, um Synthesegas zu erzeugen. Das Synthesegas wird dann in Biomethanol umgewandelt, das chemisch identisch mit fossilem Methanol ist. Die Herausforderung bei diesem Verfahren ist nicht die Syngasumwandlung, sondern die Syngasproduktion aus Biomasse. Biomasse ist teurer als Erdgas, und der Bedarf an großen Vergasern zur Aufnahme großer Biomassemengen treibt die Investitionskosten in die Höhe. Dies führt zu Gesamtkosten von etwa 600 USD/Tonne Biomethanol. Mit Blick auf die Zukunft kann die Größenordnung dazu beitragen, die Kosten zu senken, aber die Preise für Biomasse werden durch die Preisinflation aufgrund regionaler Versorgungsengpässe stark beeinflusst werden. Die Reformierung von Biogas ist mit etwa 450 USD/Tonne Biomethanol etwas günstiger, aber die Herausforderung liegt hier darin, dass das Biogas direkt zur Stromerzeugung verwendet wird, anstatt es zu erneuerbarem Erdgas in Netzqualität aufzubereiten, das für die Biomethanolproduktion verwendet werden kann. Dies ist in Regionen wie Europa, das in Zeiten geopolitischer Konflikte nach Energiesicherheit strebt, besonders wichtig. Insgesamt ist Biomethanol die billigste Art von nicht-fossilem Methanol, aber langfristig wird es ein Rohstoffproblem geben, wenn fossiles Methanol vollständig ersetzt werden soll. 

• E-Methanol (neues Ausgangsmaterial, neues Verfahren). Die letzte Option ist die Nutzung von abgeschiedenem_CO2 und grünem Wasserstoff, was eine neue Technologie - die_{CO2-Hydrierung} - erfordert, die sich von der Umwandlung von Synthesegas in Methanol unterscheidet. E-Methanol hat den günstigsten Kohlenstoff-Fußabdruck, und man kann argumentieren (und hoffen), dass diese neuen Rohstoffe im Jahr 2050 aufgrund des Überflusses an Kohlenstoffabscheidung und grünem Wasserstoff praktisch unbegrenzt und kostengünstig zur Verfügung stehen werden. Von dieser Realität sind wir jedoch weit entfernt. Für die Herstellung von 1 Tonne E-Methanol werden 0,2 Tonnen Wasserstoff benötigt, und bei optimistischen Kosten von 4 USD/kg grünem Wasserstoff ergeben sich Kosten für den Wasserstoffrohstoff von 800 USD/Tonne Methanol. Daher liegen die Gesamtkosten für E-Methanol heute bei etwa 1.000 USD/Tonne Methanol, wobei die langfristige Entwicklung an die Entwicklungen in der Kohlenstoff- und Wasserstoffwirtschaft angepasst ist. Viele große Chemiekonzerne stellen jedoch hochmoderne Katalysatoren zur Verfügung und arbeiten mit Partnern aus der Wertschöpfungskette zusammen, um die ersten E-Methanol-Anlagen zu errichten, die nachgebaut werden können.

Skalierung von E-Methanol, um die Kosten zu senken: Feste und vielfältige Partner in der Wertschöpfungskette

Die Ausweitung von E-Methanol-Anlagen erfordert die Einrichtung standardisierter und replizierbarer kommerzieller Anlagen mit ähnlichen Produktionskapazitäten. Dies erfordert starke Technologiepartner (über die Katalysatorentwickler hinaus), die standardisierte und replizierbare Technologiekomponenten bereitstellen können. Wir heben insbesondere den Ansatz von Liquid Wind im Zusammenhang mit zukünftigen Kostensenkungen durch Skalierung hervor. Mit dem Ziel, 80 E-Methanol-Anlagen in den nordischen Ländern mit einer Kapazität von jeweils 100 Tonnen/Jahr zu errichten, hat sich Liquid Wind auf bestimmte Technologieanbieter festgelegt - Carbon Clean für die Kohlenstoffabscheidung, Siemens für grünen Wasserstoff und Topsoe für den Katalysator - und wählt je nach Standort unterschiedliche Partner aus der Versorgungswirtschaft. Mit der Zeit führt dieser Ansatz zu Effizienzgewinnen und Lernprozessen bei der Integration verschiedener Technologien, anstatt neues Kapital für die Optimierung und Verfeinerung von Technologiekomponenten einzusetzen. 

Über CO₂ Hydrierung: Was kann noch getan werden?

E-Methanol ist immer noch eine aufstrebende Technologie, aber wir bei Lux haben immer den Horizont im Blick, was als Nächstes kommt. Wir gehen zwar davon aus, dass E-Methanol-Projekte, an denen große Chemieunternehmen beteiligt sind, die größten Chancen auf kommerziellen Erfolg haben, aber das Startup-Ökosystem für E-Methanol ist noch sehr innovativ. Hier sind einige andere Ansätze zur Herstellung von E-Methanol: 

• Methanologie. Ein auf Enzymen basierender elektrochemischer Prozess, der_CO2 und Wasser in Methanol umwandelt; kein Wasserstoff erforderlich. 
• Oxylus Energie. Direkte_{CO2-Elektrolyse} zu Methanol unter Verwendung eines neuartigen Kobalt-auf-Kohlenstoff-Katalysators. 
• ICODOS. Kontinuierliches Verfahren zur Kohlenstoffabscheidung und -umwandlung, das in einer Industrieanlage nachgerüstet wird und vor Ort E-Methanol produziert. Die Kosteneinsparungen ergeben sich hier aus geringeren Kosten für die Kohlenstoffabscheidung (aufgrund von Energieeinsparungen bei der Desorption und_{CO2-Kompression} ) und den Investitionskosten, erfordern aber immer noch grünen Wasserstoff.