Benzin aus Erdgas

Eine texanische Firma hat eine neue Methode entwickelt, mit der sich Erdgas kostengünstig und umweltfreundlich zu Benzin und anderen flüssigen Treibstoffen umwandeln lassen soll. Damit könnte sich das Anzapfen von Erdgasquellen künftig lohnen, die bislang als zu klein oder zu schwierig zu fördern galten – und das sinnlose Abfackeln des Energieträgers neben vielen Ölbohrtürmen enden.

Das Unternehmen hinter der Technologie, Synfuels International aus Dallas, betont, dass sein Prozess weniger Schritte benötige und deshalb wesentlich effizienter sei als bestehende Methoden, die auf dem so genannten Fischer-Tropsch-Verfahren basieren. Hierbei wird Erdgas zu Syngas umgewandelt, einer Mischung aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid. Das Syngas wird dann wiederum mit Hilfe eines Katalysators dazu gebracht, Kohlenstoff und Wasserstoff zu Alkoholen und anderen flüssigen Brennstoffen zu verbinden. Die Methode wurde in Nazideutschland während des zweiten Weltkriegs verwendet, um aus Kohle und im Bergbau anfallendem Methan Diesel herzustellen.

Die Synfuels-"Gas to Liquids"-Raffinerie (GTL) verspricht vor allem deutlich mehr Effizienz als Fischer-Tropsch. Zuerst wird dabei Erdgas unter hohen Temperaturen "aufgebrochen" – zum einfacheren Kohlenwasserstoff Ethin. Ein zweiter Flüssigphasenschritt, bei dem ein von Synfuels entwickelter Katalysator zum Einsatz kommt, wandelt dann 98 Prozent des Ethins zu Ethen um, dem einfachsten ungesättigten Kohlenwasserstoff. Dieses Ethen lässt sich dann wiederum leicht in eine Reihe fossiler Brennstoffe wie Benzin mit hoher Oktanzahl, Diesel oder Flugtreibstoff umwandeln. Das Endprodukt ist dabei frei von Schwefel.

"Wir können damit ein Barrel Benzin wesentlich billiger als beim Fischer-Tropsch-Prozess herstellen", sagt Kenneth Hall, Miterfinder des Verfahrens und früher Leiter des Instituts für Chemieingenieurwesen an der Texas A&M University. Laut Hall erreicht eine große Fischer-Tropsch-Fabrik mit Glück einen Barrel-Preis von 35 Dollar. Eine wesentlich kleinere Synfuels-Raffinerie komme hingegen auf nur 25 Dollar. Bei den heutigen Treibstoffpreisen würde sich eine solche Anlage daher bereits in vier Jahren rentieren, glaubt der Forscher.

Synfuels lizenzierte die Technologie von der Texas A&M University, die nun auch Anteile an der Firma hält. Das Unternehmen betreibt seit 2005 eine 50-Millionen-Dollar-Demonstrationsanlage in Texas und steht kurz vor der Vertragsunterzeichnung ihrer ersten kommerziellen Raffinerie in Kuwait.

Synfuels-Präsident Tim Rolfe sagt, dass die Firma zwar proprietäre Komponenten und Katalysatoren entwickelt habe, ein Großteil des Ansatzes aber mit kommerziell verfügbaren Technologien umgesetzt werden könne. Hauptvorteil sei die höhere Effizienz, mit der man Kohlenwasserstoffmoleküle umbaue. "Eine solch hohe Umwandlungsrate von Erdgas zu Ethin hat bislang noch niemand erreicht."

Alt Mansoori, Professor für Chemieingenieurwesen und Physik an der University of Illinois in Chicago, sagt, dass der Prozess wesentlich unkomplizierter sei, als der, den man von Fischer-Tropsch kennt. "Die Zahlen in Sachen Umwandlungseffizienz und Spaltvermögen wirken auf mich sehr viel versprechend."

Synfuels ist allerdings nicht der einzige Anbieter, der sich im GTL-Bereich engagiert und bestehende Prozesse billiger machen will. Gas Reaction Technologies, ein Spin-off der University of California in Santa Barbara, hat eine Technik entwickelt, die Erdgas in Brom-basierte Komponenten umwandelt, die sich dann später zu flüssigen Brennstoffen konvertieren lassen.

Das Ziel beider Firmen unterscheidet sich kaum: Sie wollen Erdgasreserven anzapfen, die derzeit zu klein oder zu entlegen sind, um sie mit einer eigenen Pipeline zu erreichen. Ein großer Teil dieser Vorkommen sind Nebenprodukte der Ölförderung. Die Weltbank schätzt, dass mehr als 150 Milliarden Kubikmeter Erdgas Jahr für Jahr abgefackelt oder einfach in die Luft entlassen werden, weil den Ölfirmen wirtschaftliche Wege fehlen, es auf den Markt zu bringen. (Das entspricht dem kombinierten Erdgasverbrauch von Deutschland und Frankreich.) Besonders problematisch: Die Treibhausgase, die dabei entstehen, tragen laut Weltbank deutlich zur Erderwärmung bei.

"Mit unserer Technologie könnte man gleich an der Quelle Erdgas zu Benzin verarbeiten", meint Synfuels-Präsident Rolfe. "Dann ist es flüssig und könnte durch bestehende Ölpipelines geschickt werden." In Regionen wie Russland, Nahost und in Südamerika existierten dafür große Potenziale.

Auch in Alaska, im Fördergebiet North Slope, gilt die Technik als interessant. Die Ölgiganten wollen dort schon lange GTL-Lösungen nutzen, um Erdgas als Nebenprodukt der Förderung des schwarzen Goldes zu kommerzialisieren. Ende der Neunzigerjahre gab BP bereits 86 Millionen Dollar für eine Fischer-Tropsch-Demonstrationsanlage in der Region aus. Die Idee damals: Erdgas sollte so zu Diesel umgewandelt werden, um es dann mit Rohöl zu mischen, das dann durch die 1200 Kilometer lange, bestehende Trans-Alaska-Pipeline geschickt werden könnte. Doch wirtschaftlich lohnt sich das bis heute nicht.

Shirish Patil, Professor an der University of Alaska Fairbanks und Ölexperte, meint, dass der steigende Preis pro Barrell und die hohen Kosten für Fischer-Tropsch-Verfahren die Industrie derzeit dazu neigen lassen, eigene Erdgas-Pipeline zu implementieren. Kostengünstigere GTL-Verfahren könnten das aber schnell ändern. "Wenn es einen Prozess gibt, der Teile von Fischer-Tropsch unnötig macht und die Kosten insgesamt senkt, würde dies die wirtschaftliche Seite sicher umkrempeln. Und genau darum geht es immer."

Laut Rolfe ist Alaska bereits auf dem Radar von Synfuels. "Wir arbeiten mit dem Bundesstaat, damit unsere Analagen zu interessanten Alternativen werden", sagt er. Fischer-Tropsch sei für North Slope wenig elegant. "Das ist ungefähr so, als würde man einen Elefanten anfordern, wenn man den gleichen Job auch mit zwei oder drei Pferden erledigen könnte." Eine Synfuels-Raffinerie lasse sich auch in entlegenen Regionen betreiben, weil die Hälfte des zu verarbeitenden Erdgases auf Wunsch auch als Energie zum Betrieb und zur Erhitzung im Katalyseprozess verwendet werden könnte. Auch entstünden weder gefährliche Wachse noch andere toxische Materialien als Nebenprodukt.

Synfuels schätzt, das nur 200 der 15.000 Gasfelder außerhalb Nordamerikas groß genug wären, die hohen Investitionskosten für eine Fischer-Tropsch-Anlage zu decken. Eine Handvoll davon existieren bereits – unter anderem eine Raffinerie von Shell in Malaysia und eine Mossgas-Anlage in Südafrika. Weitere zwei Fabriken entstehen derzeit in Katar und Nigeria.

Devinder Mahajan, Chemieingenieur am Brookhaven National Laboratory in New York, meint, dass die Industrie aber zunächst skeptisch bleibe, solange Synfuels noch keine kommerzielle Anlage aufgebaut habe. "Es gibt viele Investoren, die da sicher ihr Geld reinstecken würden, wenn es wirklich diese Vorteile gegenüber Fischer-Tropsch gäbe."

Das Interesse wächst. Im Januar investierte die Kuwaiter AREF Energy Holding 28,5 Millionen Dollar in Synfuels. Dafür gab es eine Minderheitsbeteiligung und das Recht, den Prozess in Nahost und Nordafrika zu vermarkten. Potenzielle Käufer für Anlagen soll es auch in Australien, Argentinien, Ägypten und Kasachstan geben.

Miterfinder Hall hofft, dass das letzte Quartal 2008 den Durchbruch für Synfuels bringt – auch was das Standing der Firma bei den großen Erdölkonzernen anbetrifft. Die Skepsis der Industrie kann er zunächst aber durchaus verstehen: "In dieser Branche will niemand der erste sein, der eine Technologie ausprobiert." Fischer-Tropsch habe sich wenigstens technisch bewährt. Der Synfuels-Ansatz müsse nun zunächst in einer großen Anlage demonstriert werden. (bsc)