Stand der Technik

Mit Kohlenstoffdioxid (C0 ₂ ), Methan (CR»), Lachgas (N ₂ 0), den diversen Fluorkoh- lenwasserstoffen, Schwefelhexafluorid (SF ₆ ), Stickstofftrifluorid (NF ₃ ) und weiteren Gasen gibt es eine ganze Reihe von klimarelevanten Treibhausgasen (im Folgenden auch THG) mit unterschiedlichster Klimawirkung. Treibhausgaseffekte werden mittels C0 ₂ -Äquivalenten vereinheitlich und quantifiziert. In der Regel werden diese in Bezug gesetzt zu verbrauchten Energieeinheiten (z.B. gC0 ₂ -Äq/kWh oder gC0 ₂ -Äq/MJ) oder zu zurückgelegten Fahrstrecken (gC0 ₂ -Äq/km). Während die von der Automobilindustrie veröffentlichten C0 ₂ -Werte angeben, wie hoch die effektive stöchiometrische C0 ₂ - Emission bei der Kraftstoffverbrennung ist, rechnen Umweltinstitute und -behörden den jeweiligen Energieträgern zusätzlich zu, welche C0 ₂ -Emissionen über deren gesamtes Werden entstanden sind, also über den gesamten Lebenszyklus (Life Cycle Analysis LCA) bzw. über den gesamten Herstellungsweg von der Quelle des Energieträgers bis zum Rad des Autos (well-to-wheel). So gehen in die LCA-Betrachtung z.B. von Benzin auch die Emissionen an (fossilem) C0 ₂ ein, die in der Prozesskette von den Rohöltankern, von den Pipelines, von den Raffinerien, von den Stromkraftwerken, die den in der Produktionsstrecke benötigten Strom erzeugen, und von den Tankstellen verursacht werden.

In Übereinstimmung mit allen nationalen und internationalen Umweltbehörden (z.B. dem Weltklimarat IPCC = Intergovernmental Panel on Climate Change und dem

UNFCCC = United Nations Framework Convention on Climate Change (Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen) und staatlichen Stellen (u.a. dem Bundesminis- terium für Umwelt und dem Bundesministerium für Finanzen) werden die C0 ₂ -Emis- sionen der diversen Energieträger im Folgenden über deren gesamten Entstehungspro- zess betrachtet, also auf der Basis einer sogenannten Life Cycle Analysis (LCA) bzw. well to wheel (WtW).

Im Sektor Verkehr ist die Sensibilität hinsichtlich der Treibhausgaseffekte am höchsten ausgeprägt. Der jeweilige C0 ₂ - Ausstoß pro km muss z.B. in der Europäischen Union beim Automobilverkauf zwingend angegeben werden. Gemäß EU-Beschluss soll die Besteuerung der Kraftstoffe und Fahrzeuge demnächst C0 ₂ -orientiert sein. Gerade weil die THG-Reduzierung im Verkehrswesen so schwierig und kostenintensiv ist, wird hier eine THG-Reduzierung am besten honoriert. Abgesehen davon sind THG-reduzierte und THG-freie Kraftstoffe natürlich besser für die Umwelt als die THG-intensiven fos- silen Kraftstoffe.

Hersteller von treibhausgasreduzierten und insbesondere von treibhausgasfreien Kraftstoffen werden in der Zukunft mit einer erhöhten Marktnachfrage rechnen können. Gemäß EU-Richtlinie RED 2009/28/EG vom 23. April 2009 sollen in jedem Mitgliedsland der EU bis 2020 rd. 10 % des Energieverbrauchs des Verkehrs mit Kraftstoffen aus er- neuerbaren Quellen gedeckt werden. Mittlerweile hat die Deutsche Bundesregierung dieses Ziel uminterpretiert in ein THG-Einsparungsziel von 7 %. Da erwartet wird, dass die im Verkehr eingesetzten biogenen und synthetischen Kraftstoffe in 2020 die THG- Emission von Benzin und Diesel im Durchschnitt lediglich um rd. 58 % und nicht um 100 % senken können, soll der Anteil der Kraftstoffe aus erneuerbaren Quellen in 2020 nunmehr 12 % und nicht nur 10 % erreichen. Bis 2050 strebt die deutsche Bundesregierung einen weitgehend THG-freien Verkehr an. Die THG-Minderungsleistung von Kraftstoffen aller Art gewinnt also zunehmend an (politischer) Bedeutung.

Um einen weitgehend THG-freien Verkehr zu erreichen, muss der eingesetzte Kraftstoff THG-frei sein. Bei der Elektromobilität ist das der Fall, wenn THG-freie Elektrizität zum Einsatz kommt, also Strom aus Wind-, Sonnen-, Wasser- oder Atomkraft sowie aus Geothermie (Strom aus Biomasse ist nicht notwendigerweise THG-frei). Bei der Anschaffung müssen Fahrer von Elektrofahrzeugen aber neben erheblichen Einschränkungen des Komforts (Fahrzeuggröße, Nutzlast, Reichweite, Batteriegewicht, Ladeinfrastruktur) hohe und sehr hohe Anschaffungsmehrkosten in Kauf nehmen, die auf abseh- bare Zeit während der Nutzungszeit des Elektrofahrzeugs (noch) nicht über geringere Kraftstoff- bzw. Stromkosten kompensiert werden können. Dasselbe gilt für Wasserstofffahrzeuge, die zwar weniger Komforteinschränkungen aufweisen, aber teilweise noch teurer sind als Elektrofahrzeuge und den zusätzlichen Nachteil aufweisen, dass es bislang noch keine Tankstelle gibt, die THG-freien Wasserstoff anbieten kann. Die bis- lang in den ausgereiften Verbrennungsmotorenantrieben eingesetzten fossilen Kraftstoffe Diesel und Benzin haben das Defizit, dass sie in erheblichem Maße mit Treibhausgasemissionen belastet sind. Dies gilt auch für Erdgas (CNG), Flüssiggas (LPG), Kerosin und Schweröl.

Selbst die als Substitute von fossilen Kraftstoffen in Verbrennungsmotoren eingesetzten Biokraftstoffe und zukünftige synthetische Kraftstoffe stellen nicht per se THG-freie bzw. THG-neutrale Energieträger dar, sie können im Gegenteil erheblich mit Treibhausgasemissionen belastet sein. Die Treibhausgasbelastung ergibt sich dabei gemäß der LCA-Methode aus der Summe der Treibhausgasbelastungen aller Energien bzw. aller Energieträger, die beim Anbau und der Ernte der Biomasse, bei ihrer Lagerung, bei ih- rem Transport, bei ihrer Konversion zu marktgängigen Energieträgern, bei deren Lagerung und bei deren Distribution zum Einsatz kommen.

Die EU-Richtlinie 2009/28/EG zeigt für eine Vielzahl von biogenen und synthetischen Kraftstoffen und deren diversen Herstellungswege sowie für den Durchschnitt der in der EU eingesetzten fossilen Kraftstoffe, wie hoch diese mit THG-Emissionen belastet sind. Keiner der in der Richtlinie aufgeführten Biokraftstoffe und auch keiner der aufgeführten synthetischen Kraftstoffe kommt auf eine THG-Emission von 0 gC0 ₂ -Äq/MJ bzw. von 0 gC0 ₂ -Äq/kWh _H i. Die besten Werte werden mit 10 gC0 ₂ -Äq/MJ (36 gC0 ₂ -Äq / kWhHi) von Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl erreicht und mit 12 gC0 ₂ -Äq/MJ (43,2 gC0 ₂ -Äq/kWli _H i) von aus Trockenmist hergestelltem Biogas. Von den sogenannten Zukunftskraftstoffen kommen nach dem Fischer-Tropsch- Verfahren aus Abfallholz erzeugter synthetischer Diesel auf 4 gC0 ₂ -Äq/MJ (14,4 gC0 ₂ -Äq / kWhHi), aus Abfallholz erzeugtes DME und aus Abfallholz erzeugtes Methanol auf 5 gC0 ₂ -Äq/MJ (18 gC0 ₂ -Äq/kWh _H i), aus Kulturholz erzeugter Fischer-Tropsch-Diesel auf 6 gC0 ₂ -Äq/MJ (21,6 gC0 ₂ -Äq/kWhHi) und aus Kulturholz erzeugtes DME sowie aus Kulturholz erzeugtes Methanol auf 7 gC0 ₂ -Äq/MJ (25,2 gC0 ₂ -Äq/kWh _H i). Aus Weizenstroh erzeugtes Ethanol erreicht noch 11 gC0 ₂ -Äq/MJ (39,6 gC0 ₂ -Äq/kWl _H i). In der EU-Richtlinie finden beim Vergleich dieser Emissionswerte mit den THG-Emis- sionen fossiler Kraftstoffe ältere, mittlerweile aber überholte IPCC- Werte Verwendung. Gemäß den überholten IPCC- Werten verursachen fossiles Benzin und fossiler Dieselkraftstoff im Durchschnitt eine THG-Emission von 83,8 gC02-Äquivalenten/MJ, was 301 ,7 gC0 ₂ -Äq/kWh _H j entspricht. Gemäß neuerer IPCC- Werte aus dem Jahr 2007 belastet fossiles Benzin die Umwelt mit 308,2 gC0 ₂ -Äq/kWli _H i während fossiler Dieselkraftstoff auf eine Belastung von 320,2 gC0 ₂ -Äq/kWh _H i kommt. Im aktualisierten Durchschnitt aus Benzin und Diesel ergibt sich damit eine um 4,1 % höhere THG- Emission von 314,2 gC0 ₂ -Äq/kWh _H j. Für fossiles Erdgas hat das IPCC 2007 eine aktu- alisierte THG-Emission von 244,6 gC0 ₂ -Äq/kWh _H i festgestellt und für das aus einer Mischung aus fossilem Butan und fossilem Propan bestehende Flüssiggas (LPG) eine durchschnittliche THG-Belastung von rd. 277 gC0 ₂ -Äq/kWh _H i-

Obwohl die THG-Belastung des Verkehrs mit dem Einsatz von Biokraftstoffen und erst recht mit der Verwendung synthetischer Kraftstoffe substanziell gesenkt wird, konnte bislang mit keinem der in der EU-Richtlinie aufgeführten Kraftstoffe die absolute THG- Neutralität heisst THG-Freiheit erreicht werden, d.h., es gibt noch keinen in Verbrennungsmotoren einsetzbaren Kraftstoff mit einer THG-Belastung von 0,0 gC0 ₂ -Äq/MJ bzw. von 0,0 gC0 ₂ -Äq/kWh _H j.

In der DE 102009018126 AI schlägt das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung (ZSW) ein Energieversorgungssystem vor, bei dem eine Wasserstofferzeugungseinrichtung Strom aus regenerativen Quellen, u.a. Strom aus Biomassekraftwerken, zur Elektrolyse in einer bekannten Elektrolyseeinheit einsetzt und somit elektrische Energie aus regenerativen Quellen chemisch im Energieträger Wasserstoff bindet. Dieser regenerative Wasserstoff soll einem üblichen Methanisierungsreaktor zugeführt werden. In diesen Methanisierungsreaktor wird ebenso ein C0 ₂ -haltiges Gas geleitet, wobei das C0 ₂ -haltige Gas u.a. fossilen Kraftwerken und Biogasanlagen entstammen kann. Der regenerative Wasserstoff und das C0 ₂ sollen gemäß dem bekannten Sabatier- Prozess zu Methan synthetisiert werden. Gastankstellen können Teil eines derartigen Energieversorgungssystems sein. DE4332789A1, DE102004030717A1 und DE102009007567 offenbaren sehr ähnliche Systeme. Wenn einmal realisiert, können derartige Energieversorgungssysteme den Markt sicher mit regenerativem Strom und/oder mit regenerativem Kraftstoff versorgen. Es ist gleichwohl nicht sichergestellt, dass der regenerative Kraftstoff auch zu 100 % THG-frei ist. Wenn in den Methanol- oder Methan-Kraftstoff fossiles C0 ₂ z.B. nach entsprechender Abscheidung aus einem Kohlekraftwerk und/oder THG-belasteter Strom z.B. aus einer mit Mais betriebenen Biogasanlage eingegangen ist, kann der Methan- Kraftstoff sehr wohl mit Treibhausgasemissionen belastet sein, u.U. in erheblichem Maße. Im Übrigen beziehen sich die Offenlegungsschriften DE102009018126 AI, DE4332789A1 und DE 102009007567 auf die Eigenschaft der Erneuerbarkeit der erzeugten Energien und Energieträger und nicht auf die Eigenschaft der THG-Minder- ungsleistung bzw. der THG-Emission dieser Energien und Energieträger. Wie vorstehend dargelegt wurde können diese beiden Eigenschaften durchaus auseinanderfallen.

Gegenwärtig befinden sich verschiedene Techniken zur Extrahierung von fossilem C0 ₂ aus den Rauchgasen von Feuerungsanlagen, insbesondere von mit fossiler Kohle oder fossilem Erdgas betriebenen Großkraftwerken, in der Entwicklung. Die Offenbarungsschriften US2007/0178035A1 (White/Allam), DE102008062497A1 (Linde-KCA- Dresden) und DE 102009043499 AI (Uhde) zeigen dies beispielhaft. Eine zweite Technik zur Gewinnung bzw. Abscheidung von C0 ₂ aus dem Hauptprozess der Verbren- nung der eingesetzten Energieträger (meist fossile Kohle oder fossiles Erdgas) stellt die Verbrennung in Sauerstoffatmosphäre (Oxyfuel- Verfahren) dar. Das Rauchgas dieses Verfahrens besteht fast nur noch aus C0 ₂ und Wasserdampf. Der Wasserdampf wird relativ einfach durch Kondensation aus dem Rauchgas entfernt, so dass hochkonzentriertes C0 ₂ übrig bleibt. Eine dritte Technik zur Isolierung von C0 ₂ wird mit sogenann- ten IGCC-Kraftwerken (Integrated Gasification Combined Cycle) realisiert, die fossile Energieträger wie Kohle, aber auch regenerative Energieträger wie Biomasse oder Abfall mittels Vergasertechnik in partieller Oxidation unterstöchiometrisch mit Wasser zu einem (Brenn-)Gas konvertieren, das im Wesentlichen aus Wasserstoff und CO besteht. Mittels geeigneter Katalysatoren lässt man das CO unter hohem Druck mit Wasser- dampf zu C0 ₂ und Wasserstoff reagieren. Bei Drücken von bis zu 70 bar kann das C0 ₂ mit einem der bekannten Verfahren der Gaswäsche (u.a. Druckwechselabsorbtion) relativ einfach aus dem Gasgemisch absorbiert werden, in Frage kommen auch das Separa- tionsverfahren der Aminwäsche und kryogene Verfahren. Das (Brenn-)Gas wird i.d.R. verströmt, aus ihm kann aber auch reiner Wasserstoff, Methanol, Ethanol oder synthetisches Methan, Oktan, Propan und Butan erzeugt werden. Diese dritte Technik der C0 ₂ - Separation wird als Pre-Combus-tion-Capture bezeichnet, da das C0 ₂ vor der Nutzung des (Brenn-)Gases aus dem Prozess entfernt wird.

Das gemäß einer der vorstehend aufgeführten Techniken extrahierte fossile C0 ₂ soll i.d.R. einer geologischen Endlagerung zugeführt werden (sogenannte CCS-Verfahren, Carbon Dioxide Capture and Storage). Die weitere und zusätzliche Belastung der Umwelt mit fossilem C0 ₂ soll so reduziert und im idealen Fall komplett vermieden werden. Eine vollständige Erfassung und Endlagerung des bei der Verbrennung von fossilen

Energieträgern entstehenden fossilen C0 ₂ s ist aber aus technischen und wirtschaftlichen Gründen nicht möglich. D.h., auch beim Einsatz der besten CCS-Verfahren kommt es immer zu einem C0 ₂ -Schlupf, der zwischen 2 % und 20 % des C0 ₂ -Aufkommens liegt und der den C0 ₂ -Bestand in der Atmosphäre somit weiter erhöht. Mit den bislang kon- zipierten und geplanten CCS-Techniken lassen sich also weder absolut THG-freier Kohle- oder Erdgasstrom darstellen noch absolut THG-freie Kraftstoffe wie Wasserstoff, Methanol, Ethanol oder synthetisches Methan, Butan, Oktan oder Propan.

Obwohl allein in Deutschland mittlerweile über 250 Biomasse(heiz)kraftwerke mit erneuerbaren Energieträgern wie z.B. Holzhackschnitzel und/oder Holzpellets betrieben werden, die nicht fossiles, sondern regeneratives C0 ₂ ausstoßen, und obwohl allein in Deutschland über 50 Biogasanlagen regeneratives C0 ₂ aus Biogas abtrennen (und das resultierende BioMethan ins nationale Erdgasnetz einspeisen) und weltweit einige IGCC-Kraftwerke in einer biogenen Variante als BIGCC-Anlagen auch Biomasse einsetzen, war es bis zu den Patentanmeldungen DE102010008287.2, DE102010017818.7 und PCT EP2011 /000748 des Erfinders keine CCS-Technik darauf ausgerichtet, C0 ₂ aus regenerativen Quellen (regeneratives C0 ₂ ) zu rekuperieren und einer geologischen Endspeicherung (Sequestrierung) zuzuführen oder mit dem rekuperierten regenerativen C0 ₂ fossiles C0 ₂ stofflich zu ersetzen. Auch sind keine Verfahren bekannt, mit denen die positiven Umwelteffekte der stofflichen Substitution fossilen C0 ₂ s durch regenera- tives C0 ₂ oder die positiven Umwelteffekte der Substitution fossiler Kraftstoffe durch THG-freie synthetische KraftstofFe oder die positiven Umwelteffekte der Minderung des atmosphärischen C0 ₂ -Bestandes auf (andere) THG-belastete Kraftstoffe übertragen werden. Insbesondere sind keine Verfahren bekannt, bei denen die Übertragung so gestaltet wird, dass die THG-Bilanz dieser zu entlastenden Kraftstoffe einen Wert von <= 0 gC0 ₂ -Äq/MJ bzw. <= 0 gC0 ₂ -Äq/kWh _H i erreicht.

Die Offenbarungsschriften DE 102010017818.7 (Feldmann) und PCT/EP2011/000748 (Feldmann) beschreiben erstmals u.a. ein Verfahren und Anlagen zur Erzeugung treib- hausgasreduzierten Biogases, zu dessen Aufbereitung zu treibhausgasnegativem Bio- Methan und regenerativem C0 ₂ , zur Vermischung von treibhausgasnegativem BioMe- than und Erdgas (CNG) zu einem treibhausgasfreien Mischgas und zur Verwendung des treibhausgasnegativen BioMethans und/oder des treibhausgasfreien Mischgases als treibhausgasnegative bzw. treibhausgasfreie Energieträger, insbesondere als treibhaus- gasnegative bzw. treibhausgasfreie Kraftstoffe im Verkehr. Jedoch wird nicht beschrieben, wie auch die THG-Emissionen anderer Kraftstoffe als des in der Anlage erzeugten BioMethans reduziert werden könnten, insbesondere die THG-Emissionen fossiler oder fremder biogener oder synthetischer Kraftstoffe.

Aufgabenstellung

Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, den Mangel der THG-Belastung möglichst vieler Kraftstoffe zu beseitigen, insbesondere von Kraftstoffen, die im Verkehr Verwendung finden. Es sind ein Verfahren und Anlagen bzw. Systeme (Anlagenkonfigurationen) zu definieren, die durch Kraftstoffeinsatz bedingte zusätzliche THG- Emissionen reduzieren und zwar weiter als es durch den bloßen Wechsel von fossilen Kraftstoffen auf Biokraftstoffe oder auf synthetische KraftstofFe möglich ist. Vorzugsweise soll die auf den Kraft-stoffeinsatz zurückzuführende THG-Emission so weit redu- ziert werden, dass diese Kraftstoffe mindestens absolut THG-frei werden und die jeweilige THG-Belastung einen Wert von <= 0 gC0 ₂ -Äq/MJ und damit auch <= 0 gC0 ₂ - Äq/kWliHi erreicht. Als zu entlastende KraftstofFe sollen dabei alle Fossilen, biogenen und synthetischen KraftstofFe in Betracht kommen. Lösung

Diese Aufgabe wird hinsichtlich des Verfahrens im Wesentlichen durch die im Anspruch 1 beschriebene Erfindung gelöst und hinsichtlich der Anlage im Wesentlichen durch die im Anspruch 11 beschriebene Erfindung. Die Erfindungen setzen dabei auf die vorbekannten Offenlegungen DE102010017818.7 und PCT EP2011/000748 des Erfinders auf, wobei diese Schriften nicht auf die Nutzung der THG-Effekte für die Verbesserung der THG-Bilanz fremder, nicht in der Anlage erzeugter Kraftstoffe ausgerichtet sind. Sie beziehen sich vielmehr ausschließlich auf die Verbesserung der THG- Belastung von Biogas bzw. BioMethan, das mit dem dort beschriebenen Verfahren bzw. in einer dort beschriebenen Anlage erzeugt wird.

Das hier offen gelegte, auf die Verbesserung der THG-Bilanz von Kraftstoffen aller Art, insbesondere auf die Verbesserung der THG-Bilanz von fremden Kraftstoffen ausgerichtete Verfahren besteht bei voller Nutzung aller Ausfuhrungs- bzw. Ausbaumöglichkeiten aus insgesamt 10 Verfahrensschritten. Es umfasst im Einzelnen die Verfahrens- schritte 1.)„Auswahl der zu verwertenden Energieträger", 2.)„Konversion zu C0 ₂ - haltigen Gasen", 3.)„Separation des regenerativen C0 ₂ s", 4.)„Rekuperation des regenerativen C0 ₂ s", 5.)„Verflüssigung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s", 6.)„Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s", 7.)„Transport", 8.)„Verwendung des regenerativen C0 ₂ s", 9.)„Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" und 10.) „Verwendung der entlasteten Kraftstoffe im Verkehr" bzw.„Verwendung der entlasteten Kraftstoffe zur Wärme- oder Stromgewinnung".

Die Verfahrensschritte„Rekuperation des regenerativen C0 ₂ s",„Verwendung des regenerativen C0 ₂ s",„Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" und„Verwendung der entlasteten Kraftstoffe im Verkehr" stellen - wie im Folgenden erläutert wird - zentrale Elemente der Erfindung dar.

Verfahrensschritt 1. „Auswahl der zu verwertenden Energieträger": Die Auswahl von nicht-fossilen Energieträgern für den Einsatz in Konversionsprozessen, die die Erzeugung von marktgängigen Energieträgern zum Ziel haben, ist nicht neu. Jedes Biomas- se(heiz)kraftwerk und jede Biogasanlage ist darauf ausgerichtet, die Emission fossilen C0 ₂ s zu vermeiden. Der Bestand an atmosphärischem C0 ₂ im Meta-System„Umwelt" soll so nicht weiter erhöht werden. Im Kemprozess der chemischen, stöchiometrischen Konversion gelingt dies immer dann, wenn die eingesetzten Rohstoffe nicht-fossiler Natur sind, also z.B. aus Biomasse oder aus Abfall bestehen. Sowohl das bei der Vergä- rung als Biogasfraktion entstehende C0 ₂ als auch das C0 ₂ , das bei der nachfolgenden Nutzung des zu BioMethan aufbereiteten Biogases entsteht, sowie das bei der Verbrennung von Biomasse entstehende C0 ₂ ist hinsichtlich seiner Effekte auf das Klima völlig unschädlich; es war 1 bis 40 Jahre zuvor noch in der Atmosphäre und damit im MetaSystem„Umwelt", bevor es von den Pflanzen über den Photosynthese-Prozess aufge- nommen wurde.

Damit das im Verfahrensschritt 8.) verwendete regenerative C0 ₂ seine positive THG- Wirkung erzielen kann, ist es für das gesamte Verfahren zwingend erforderlich, dass solche für das Meta-System„Umwelt" unschädlichen Primärenergieträger und sonstigen unschädlichen Einsatzstoffe zum Einsatz kommen (vgl. Anspruch 1). Verfahrensschritt 2.)„Konversion zu CCb-haltigen Gasen": Die üblichen Konversionsverfahren der Verbrennung, Vergärung und Vergasung von nicht-fossilen Energieträgern haben nicht die Erzeugung von C0 ₂ zum Hauptziel, sie dienen i.d.R. vielmehr der Umwandlung von nicht bzw. wenig marktfähigen Energieträgern (z.B. Mais, Gras und Festmist) in marktfähige Energieträger (z.B. BioMethan) und/oder der direkten Um- Wandlung der nicht bzw. wenig marktfähigen Energieträger (Waldrestholz, Holzhackschnitzel) in marktfähige elektrische oder thermische Energie. C0 ₂ fallt dabei lediglich als Neben- bzw. als wertloses Abfallprodukt an. Darum wird das bei der Verbrennung, Vergärung und Vergasung entstehende C0 ₂ i.d.R. auch einfach in das Meta-System „Umwelt" emittiert. Wenn C0 ₂ in größeren Mengen stofflich für die industrielle Nutzung benötigt wird, wird es i.d.R. als Nebenprodukt anderer industrieller Prozesse gewonnen und zwar a) bei der industriellen Verbrennung von Koks mit (überschüssiger) Luft, b) bei der industriellen Vergasung von Kohle, c) bei der industriellen Ammoniaksynthese, d) bei der industriellen Methanolherstellung und e) beim industriellen Kalkbrennen. Dass der erforderliche Kohlenstoff aus fossilen Quellen stammt, ist bei den Herstellungsverfahren a) und b) offensichtlich. Aber auch bei der Ammoniakherstellung entstehendes C0 ₂ hat fossile Ursprünge: während der für die unter hohem Druck und hoher Temperatur ablaufende Reaktion N ₂ + 3 H ₂ »> 2 NH ₃ erforderliche Stickstoff mittels Kryo-Technik durch Luftverflüssigung bzw. Luftzerlegung separiert wird, wird der e- benfalls erforderliche Wasserstoff mittels Dampfreformierung aus Erdgas oder auch aus Kohle oder aus der Erdölfraktion Naphtha gewonnen. Dabei fällt C0 ₂ in der Synthesegasherstellung als Produkt der Wassergas-Shift-Reaktion an. Für den Einsatz in der Ammoniaksynthese wird das C0 ₂ zuvor aus dem Prozessgas herausgewaschen, bei- spielsweise mit dem Rectisolverfahren. C0 ₂ steht dadurch in großen Mengen in relativ reiner Form zur Verfügung (nach Abtrennung des C0 ₂ s wird der Wasserstoff im erforderlichen Verhältnis mit Stickstoff gemischt und zu Ammoniak synthetisiert). Aufgrund des Einsatzes der fossilen Einsatzstoffe Erdgas, Kohle oder Erdöl hat damit auch das bei der Ammoniaksynthese als Nebenprodukt entstehende C0 ₂ fossile Ursprünge. Die industrielle Herstellung von Methanol (CH ₄ O) erfolgt fast ausschließlich mit Katalysatoren unter hohem Druck und hohen Temperaturen aus Synthesegas, einem Gemisch aus Kohlenstoffmonoxid und Wasserstoff (im Verhältnis von etwa 1 :2). Reaktionsformel: CO + 2 H ₂ »> CH ₃ OH. Das für die Methanolsynthese erforderliche Synthesegas kann wie oben bereits dargestellt aus fossilen Einsatzstoffen wie Kohle, Erdöl- fraktionen und Torf hergestellt werden, aber auch aus nachwachsenden Rohstoffen wie Holz, Stroh und anderer Biomasse, außerdem auch aus Biogas, Müll oder Klärschlamm. Üblich sind jedoch die Dampfreformierung und die partielle Oxidation von Erdgas. Weltweit sind Kohle und Erdgas bei der industriellen Herstellung von Methanol die wesentlichen Quellen für das Synthesegas. In Deutschland wurden im Jahr 2000 circa zwei Millionen Tonnen Methanol hergestellt, davon etwa 1,4 Millionen Tonnen bzw. rd. 70 % aus fossilen Rückstandsölen. Das bei der Synthesegasherstellung anfallende C0 ₂ wird wie bei der Ammoniaksynthese vor der Synthese aus dem Prozessgas ausgewaschen. Damit hat auch das in relativ großen Mengen als Nebenprodukt der Methanolsynthese entstehende und in relativ reiner Form verfügbare C0 ₂ i.d.R. fossile Ursprün- ge. Beim Kalkbrennen handelt es sich um die Zersetzung von Calciumcarbonat zu Calci- umoxid und C0 ₂ . Die Reaktion CaC0 ₃ »> C0 ₂ + CaO findet bei einer Temperatur zwischen 900 und 1.300 °C statt. Bei der industriellen Erzeugung wird CaC0 ₃ in Form von fossilen Kalksteinen aus einem Kalk-Steinbruch angeliefert und in vertikal arbei- tenden Ring- oder Schachtöfen bzw. in Drehrohröfen oder in Wirbelstromöfen auf etwa 900-1300 °C erhitzt. Die Öfen werden dabei mit einem Gemisch aus 90 % Kalkstein und 10 % Koks beschickt. Beide Einsatzstoffe entstammen fossilen Lagerstätten. Damit hat auch C0 ₂ , das als Nebenprodukt des Kalkbrennens entsteht, fossile Ursprünge.

Alle für die industrielle Herstellung von C0 ₂ eingesetzten Verfahren nutzen also fossile Energieträger bzw. Substanzen, d.h., das in der Industrie stofflich genutzte C0 ₂ ist i.d.R. fossiler Natur. Mit fossilem C0 ₂ lassen sich keine positiven THG-Effekte erzielen, so kann man insbesondere nicht anderes fossiles C0 ₂ mit positiven Umwelteffekten stofflich ersetzen. Die üblicherweise genutzten Verfahren sind also für die zur Erzeugung größerer unbelasteter C0 ₂ -Mengen nicht geeignet. Erforderlich sind vielmehr Ver- fahren, die wie im Verfahrensschritt 1.) aufgeführt nicht-fossile Einsatzstoffe und Energieträger nutzen. Diese Bedingungen werden nur von der anaeroben Vergärung von Biomasse und ggf. auch von organischem Abfall, der Verbrennung von Biomasse und ggf. auch von organischem Abfall und der Vergasung von Biomasse und ggf. auch von organischem Abfall erfüllt. Zum Verfahren gehört deshalb neben der entsprechenden Auswahl der Einsatzstoffe zwingend die Auswahl dieser hier aufgeführten Konversionsverfahren (vgl. Anspruch 1).

Verfahrensschritt 3.)„Separation des regenerativen CO2S": Bei dem Konversionsverfahren der Vergasung ist die Extrahierung des entstandenen C0 ₂ s bedingt durch das Erfordernis des nachfolgenden Prozesses, C0 ₂ -frei sein müssen, zwingend. Vergasungsanla- gen ohne C0 ₂ -Separation gibt es praktisch nicht. Wenn ein nicht-fossiler Primärenergieträger wie Biomasse als Rohstoff eingesetzt wird, erfüllt das abgetrennte C0 ₂ die Vorbedingung des regenerativen Ursprungs. Es liegt nach der Abtrennung zudem in der gewünschten aufkonzentrierten Form vor. Je konzentrierter das C0 ₂ dabei ist, desto weniger technischer und energetischer Aufwand muss in den nachfolgenden Schritten der Verflüssigung oder der Verfestigung getätigt werden, denn der abzukühlende Gasmassenstrom fällt dann kleiner aus. Für das hier offenbarte Verfahren ist es deshalb von Vorteil, wenn die das C0 ₂ liefernde Vergasungsanlage als Rohstoff nicht-fossile Primärenergieträger einsetzt und wenn das regenerative C0 ₂ in möglichst hoher Konzentration geliefert wird.

Für die Separation von C0 ₂ aus dem Prozessgas kommen mehrere bekannte Verfahren in Frage, z.B. der Membran- Permeationsprozess, das Druck- Wechsel-Adsorptions- Verfahren (mit PSA-Anlagen), das Absorptionsverfahren (mit MEA-Anlagen) und kry- ogene Verfahren. Jedes Verfahren hat seine spezifischen Vor- und Nachteile.

Bei dem Konversionsverfahren der anaeroben Vergärung wird Biomasse durch die Aktivität diverser Bakterienstämme im Wesentlichen in C0 ₂ und Methan umgewandelt. Da bei der anaeroben Vergärung immer nicht- fossile organische Einsatzstoffe als Gärsubstrate dienen, ist das von den Bakterien erzeugte C0 ₂ regenerativer Natur. Die Extrahierung des im bakteriellen Prozess entstandenen regenerativen C0 ₂ s ist nur erforderlich, wenn das C0 ₂ -haltige Biogas zu BioMethan aufbereitet und in ein Erdgasnetz eingespeist werden soll. Rd. 98 % der deutschen Biogasanlagen verwenden das erzeugte C0 ₂ -haltige Biogas gegenwärtig jedoch ohne C0 ₂ - Abtrennung direkt als Kraftstoff für die Verstromung in Generatorsets (BHKW).

Für die Separation von C0 ₂ aus dem Biogas kommen die bekannten Verfahren in Frage, z.B. der Membran-/Permeationsprozess, das Druck- Wechsel-Adsorptions- Verfahren (mit PSA-Anlagen), das Absorptionsverfahren (mit MEA-Anlagen) und kryogene Ver- fahren.

Das im Biogas enthaltene regenerative C0 ₂ kann vor der Verstromung aus dem Biogas extrahiert werden. Dies ist aber mit erheblichem zusätzlichem Mehraufwand verbunden, da Verstromungseinrichtungen (BHKW) auch mit Biogas betrieben werden können und die Biogasanlagen i.d.R. nur geringe Kapazitäten aufweisen und es sich nicht lohnt, Gaswäschetechnik für Kleinanlagen bereitzustellen. Zudem würde die„Herstellung" von regenerativem C0 ₂ Teil des erfindungsgemäßen Verfahrens. Um das erfindungsgemäße Verfahren möglichst schlank und effektiv zu halten, ist es von Vorteil, dies möglichst zu vermeiden. Als Lieferanten des regenerativen C0 ₂ s werden deshalb vorzugsweise die Biogasanlagen ausgewählt, die Biogas sowieso schon aufbereiten, um BioMethan zu erhalten. Das sind alle ins Erdgasnetz einspeisenden Biogasanlagen und solche Biogasanlagen, die flüssiges BioMethan oder unter Druck stehendes BioMethan mit geeigneten Transportmitteln (Pipeline, mobile Druckgasbehälter, mobile Flüssiggasbehälter) liefern. Der technische und energetische Aufwand der Abtrennung kann bei der Einbeziehung sowieso schon aufbereitenden Biogasanlagen entfallen, was für die Nutzer des hier beschriebenen Verfahrens von Vorteil ist. Es sei jedoch ausdrücklich daraufhingewiesen, dass auch die Einbeziehung der„Herstellung" des regenerativen C0 ₂ s in das erfindungsgemäße Verfahren geschützt sein soll.

Bei dem Konversionsverfahren der Verbrennung ist die Extrahierung von C0 ₂ bislang unüblich, insbesondere wenn die verwendeten Rohstoffe regenerativer Natur sind. Biomasseheizkraftwerke gelten z.B. im Gegensatz zu Kohle- und Gaskraftwerken sogar als besonders umweltfreundlich, weil sie lediglich regeneratives und damit für das MetaSystem„Umwelt" unschädliches C0 ₂ ausstoßen. Eine mit erheblichen Zusatzinvestitionen, Zusatzkosten und Wirkungsgradverlusten verbundene C0 ₂ - Abtrennung ist deshalb zwar für Kohlekraftwerke vorgesehen, nicht aber für Biomassekraftwerke. Die Separation regenerativen C0 ₂ müsste dezidiert durchgeführt werden, sie würde Teil des Verfahrens, was technisch möglich ist, aber nur in zweiter Priorität gewollt ist. Der erhebliche zusätzliche technischen Aufwand und die zusätzlichen Kosten einer eigenständigen C0 ₂ -Separation sollen vorzugsweise vermieden werden. Der Verfahrensschritt der Separation ist also u.a. dadurch gekennzeichnet, dass er vorzugsweise von den Lieferanten des regenerativen C0 ₂ s vorgenommen wird (vgl. Anspruch 2). Für die Separation von C0 ₂ aus dem Rauchgas kommen die bekannten Verfahren in Frage, z.B. der Membran-/Permeationsprozess, das Druck- Wechsel-Adsorptions-Verfahren (mit PSA-Anlagen), das Absorptionsverfahren (mit MEA-Anlagen), kryogene Verfahren und das Oxy-Fuel- Verfahren.

Verfahrensschritt 4.)„Rekuperation des regenerativen CCbs": Bislang ist es in fast allen Biomasse verwertenden Verbrennungs-, Vergasungs- und Vergärungsanlagen üblich, das separierte (regenerative) C0 ₂ in die Atmosphäre zu entlassen - was wie oben dargelegt wurde, nicht schädlich für das Meta-System„Umwelt" ist. Das trifft insbesondere auf die Betreiber von ins Erdgasnetz einspeisenden Biogasanlagen zu, die das separierte C0 ₂ meist als wertlosen Abfall betrachten. Das Besondere an dem hier offenbarten Verfahren ist die Erkenntnis, dass dieses (regenerative) C0 ₂ durchaus von Wert sein kann, nämlich, wenn man es wie hier dargestellt verwendet.

Das in den Anlagen separierte regenerative C0 ₂ wird deshalb nicht, wie heute üblich, in die Atmosphäre entlassen und damit in den (kurzfristigen) C0 ₂ -Kreislauf zurückgegeben, sondern aufgefangen (rekuperiert) und ggf. zwischengelagert. Die C0 ₂ -Abschei- dung und die C0 ₂ -Rekuperation können in einer Anlage zusammengefasst werden. Die Rekuperation regenerativen C0 ₂ s stellt deshalb eine Neuheit dar, insbesondere in Kombination mit den anderen Verfahrensschritten. Verfahrensschritt 5.)„Verflüssigung des rekuperierten regenerativen CC s": Um das rekuperierte regenerative C0 ₂ besser Zwischenlagern und oder transportieren zu können, ist es von Vorteil, es zu verflüssigen. Der apparative Aufwand und die Kosten einer gasförmigen Handhabung wären deutlich höher. Dieser Verfahrensschritt ist gleichwohl nicht zwingend erforderlich, er kann auch übersprungen werden, z.B., wenn die Ver- wendung relativ nah zum Ort der C0 ₂ -Erzeugung bzw. -Separation erfolgt und in diesem Fall das Transportmittel„Gaspipeline" kostengünstiger ist.

Verfahrensschritt 6.)„Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen CQ?s": Der rekuperierte C0 ₂ -Gasvolumenstrom wird in der Regel schwanken und deshalb nicht mit der Abnahme übereinstimmen. Es ist deshalb von Vorteil, gleichwohl nicht zwingend erforderlich, zwischen der Separation und dem Transport eine Abpufferung in Form mindestens eines Zwischenspeichers vorzusehen (vgl. Ansprüche 1 und 11).

Verfahrensschritt 7.)„Transport": Das rekuperierte regenerative C0 ₂ wird physisch vom Ort der Rekuperation bzw. der Zwischenlagerung zum Ort der Verwendung verbracht. Dieser Transport kann per Lkw erfolgen und/oder per Schiff und/oder per Ei- senbahn und/oder per Pipeline.

Verfahrensschritt 8.)„Verwendung des regenerativen CO^s": Die Verwendung des regenerativen C0 ₂ s bestimmt, welcher THG-Effekt im Meta-System„Umwelt" erreicht wird. Um einen positiven THG-Effekt zu erzielen, sind 3 Verwendungsoptionen vorge- sehen: A) Sequestrierung des regenerativen C0 ₂ s, B) Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ s, C) Nutzung des regenerativen C0 ₂ s für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe.

Bei der Sequestrierung des regenerativen CO?s wird das C0 ₂ geologisch endgelagert (sequestriert) und damit aus dem Meta-System„Umwelt" entfernt. Durch die Seques- trierung wird regeneratives C0 ₂ aus dem kurzfristigen C0 ₂ -Kreislauf entnommen, was deutlich mehr ist als eine bloße Vermeidung von weiteren zusätzlichen THG- Emissionen in das Meta-System„Umwelt", denn der C0 ₂ -Bestand der Atmosphäre wird aktiv gesenkt. Wenn diese Verringerung des atmosphärischen C0 ₂ -Bestands einer nur kleinen Kraftstoffmenge angerechnet wird (siehe Verfahrensschritt 9), kann diese soweit entlastet werden, dass ihre THG-Belastung nicht nur reduziert oder auf null gebracht wird, sondern sogar negativ ausfällt. Das ist dann von besonderem Vorteil, wenn es zum dualen Einsatz von Kraftstoff kommt. Bei Dual-Fuel-Konzepten kann es z.B. zum Einsatz von Methan als Gas und/oder Methan als Flüssigkeit einerseits und Diesel oder Biodiesel andererseits in Dual-Fuel-Lkw kommen. Wenn das Methan eine negative THG-Bilanz aufweist, kann es die positive THG-Bilanz des Diesels bzw. des Biodiesels kompensieren, so dass die Lkw trotz Verwendung von umweltbelasteten Kraftstoffen letztlich THG-frei unterwegs sind.

Bei der stofflichen Substitution ersetzt regeneratives und damit unschädliches C0 ₂ fossiles und somit schädliches C0 ₂ , das ansonsten in das Meta-System„Umwelt" gelangen und den C0 ₂ -Bestand der Atmosphäre erhöhen würde und damit schädliche Auswirkungen hätte. Das fossile C0 ₂ muss nicht länger für die industrielle Anwendung erzeugt werden, eine zusätzliche Belastung des Meta-Systems„Umwelt" wird vermieden. Dadurch wird der atmosphärische CC^-Bestand zwar nicht gesenkt, aber es kommt zumindest zu keiner weiteren Erhöhung dieses Bestandes. Bei der Nutzung des regenerativen CC s für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe wird das regenerative C0 ₂ in einen der üblichen Reformierungsprozesse eingebracht, in dem es zu einem regenerativen synthetischen Kraftstoff aufbereitet wird, vorzugsweise gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess zu synthetischem Methan (CH ₄ ) oder gemäß den anderen bekannten Verfahren (z.B. Dampfreformierung, Bertau/Pätzold/Singliar- Verfahren) zu synthetischem Methanol (CH ₃ OH), Ethanol oder zu synthetischem Me- than, Oktan, Butan oder Propan. Es ist von Vorteil, wenn der erforderliche Wasserstoff per Elektrolyse aus THG-freiem Strom gewonnen wird, so dass es zu minimalen THG- Emissionen kommt und die durch die Verwendung des regenerativen C0 ₂ s erzielten THG-Effekte durch den Einsatz fossiler Energie nicht wieder zunichte gemacht werden (vgl. DE 102004030717A1, DE102009 018126A1 und DE4332789A1).

Wenn die C0 ₂ -Reformierung bzw. der Sabatier-Prozess synthetische Kraftstoffe abwirft, ersetzen diese synthetischen Kraftstoffe fossile Kraftstoffe, was die zusätzliche Emission von weiteren zusätzlichen THG in die Atmosphäre und damit in das MetaSystem„Umwelt" vermeidet, die (zusätzliche) THG-Emission ist dann nahezu null. Verfahrensschritt 9.) Austarierung des Meta-Systems„Umwelt": So wie beim Verkauf von BioMethan-Einspeisungen in das Erdgasnetz und von Ökostrom-Einspeisungen in das Stromnetz keine physische Übertragungen exakt des selben Gases bzw. des selben Stroms von den Verkäufern (Einspeisern) zu den Käufern (Ausspeisern / Nutzern) stattfinden, sondern lediglich virtuell-statistische Verrechnungen der entsprechenden Ener- giemengen, werden die erzielten Reduzierungen des physisch nicht abgrenzbaren atmosphärischen C0 ₂ -Bestandes des Meta-Systems„Umwelt" und/oder die erzielten Reduzierungen an zusätzlichen THG-Emissionen in diesem erfindungsgemäßen Verfahren virtuell-statistisch mit den THG-Emissionen der zu entlastenden Kraftstoffe verrechnet. Diese Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" erfolgt kraftstoffsortenspezifisch nach dem folgenden erfindungsgemäßen Algorithmus (vgl. Ansprüche 10 und 20):

MK„ = (RC0 ₂ ./. ECC- ₂ -ei ·/. EC0 _2-th ./. EC0 _2-sonst ) / (C0 _2-Kn ./. C0 ₂ -ZB _K „) wobei

MK _n maximale energetische Menge des Kraftstoffes n, gemessen in kWh _H j

oder MJ, die auf die Zielbelastung C0 ₂ -ZBKn gebracht werden kann;

RC0 ₂ Rekuperierte Menge an regenerativem C0 ₂ , gemessen in t C0 ₂ -Äq,

C0 ₂ -Emissionen, gemessen in t C0 ₂ -Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C0 ₂ s durch den Einsatz von elektrischer Energie entstehen;

EC0 _2-th C0 ₂ -Emissionen, gemessen in t C0 ₂ -Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C0 ₂ s durch den Einsatz von thermischer Energie entstehen; EC0 ₂ . _S onst ⁼ sonstige C0 ₂ -Emissionen, gemessen in t C0 ₂ -Äq, die nach der Re- kuperation des regenerativen C0 ₂ s entstehen;

C0 _2- Kn ⁼ LCA-THG-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen vor der Entlastung in gC0 ₂ -Äq/kWh _H i oder in gC0 ₂ -Äq/MJ;

C0 ₂ -ZBi n ⁼ THG-Ziel-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen nach der Entlastung in gC0 ₂ -Äq/kWh _H i oder in gC0 ₂ -Äq/MJ;

Wenn beispielsweise aus einer mit konventionellen Gärsubstraten (Mais, Gras, Gülle, Getreideganzpflanzenschnitt) betriebenen Biogasanlage im Verfahrensschritt 4.)„Re- kuperation" jährlich 5.600 1 regenerativen C0 ₂ s rekuperiert werden und bei den nachfolgenden Verfahrensschritten 5.) bis 8.) C0 ₂ -Emissionen auftreten, z.B. durch den Einsatz von 56.000 kWhei Strom aus dem deutschen Strommix für die Steuerung der Verflüssigungsanlage und durch den Verbrauch von 2.240.000 kWha, Wärme aus Erdgas für die Verflüssigung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s sowie durch den Einsatz von 593.000 kWhHi Dieselkraftstoff für den Transport des verflüssigten C0 ₂ s per Lkw, dann reduziert sich die anrechenbare C0 ₂ -Menge auf 4.827,3 t/a. Diese Minderung berechnet sich wie folgt:

Der deutsche Strommix sei mit 624 gC0 ₂ -Äq/kWhei belastet, durch den Bezug von 56.000 kWhei aus dem Stromnetz wird die Umwelt mit folglich mit 34,9 tC0 ₂ belastet. Bei einer LCA-Belastung des Erdgases in Höhe von 244,6 gC0 ₂ /kWliHi ergibt sich für den Wärmeeinsatz von 2.240.000 kWh _th eine weitere Belastung von 547,9 tC0 ₂ . Beim Einsatz von 593.000 kWh _H i an Dieselkraftstoff, der mit 320,2 gC0 ₂ /kWh _Hi belastet ist, entstehen weitere 189,9 tC0 ₂ . Von der ursprünglich rekuperierten C0 ₂ -Menge in Höhe von 5.600 1 bleiben gemäß der vorstehenden Formel noch rd. 4.827,3 t C0 ₂ anrechenbar (5.600 tC0 ₂ ./. 34,9 tC0 ₂ ./. 547,9 tC0 ₂ ./. 189,9 tC0 ₂ = 4.827,3 tC0 ₂ ).

Der zu entlastende Kraftstoff sei fossiles Erdgas und die Zielbelastung sei 0,0 gC0 ₂ / kWh _H i- Gemäß dem Algorithmusteil (C0 _{2- n} ./. C0 ₂ -ZBi n) werden 244,6 gC0 ₂ /kWh _Hi ./. 0,0 gC0 ₂ /kWh _H i = 244,6 gC0 ₂ /kWh _H i für eine entsprechende THG-Entlastung des Erdgases benötigt. Mit der anrechenbaren C0 ₂ -Menge von 4.827,3 t C0 ₂ können also bis zu 19.735.487 kWhni fossilen Erdgases in einen absolut THG-freien Kraftstoff konvertiert werden. Dementsprechend kann die THG-Belastung aller fossilen, biogenen und synthetischen Kraftstoffe, deren LCA-THG-Belastung bekannt ist, reduziert werden, vorzugsweise auf null und besonders vorzugsweise auf < null. Die maximal entlastbaren Kraftstoffmengen ergeben sich dabei aus dem erfindungsgemäßen Algorithmus.

Gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ist es möglich, jeden Kraftstoff in einen absolut THG-freien Kraftstoff zu konvertieren. Es wird also möglich, absolut C0 ₂ -freies Benzin anzubieten, absolut C0 ₂ -freien Dieselkraftstoff, absolut THG-freies Kerosin, absolut C0 ₂ -freies Erdgas, absolut C0 ₂ -freies Flüssiggas, absolut THG-freies Schweröl und auch absolut C0 ₂ -freie Biokraftstoffe sowie absolut THG-freie synthetische Kraftstoffe. Die jeweils verfügbare THG-reduzierte Kraftstoffmenge wird dabei umso größer, je geringer die anfängliche LCA-THG-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes ist und umgekehrt. Mit einer an-rechenbaren C0 ₂ -Menge von 4.827,3 t können aufgrund seiner höheren anfanglichen LCA-THG-Belastung von 308,2 gC0 ₂ /kWh _H i lediglich 15.662.881 kWli _H i an Benzin so entlastet werden, dass sich absolut THG-freies Benzin ergibt. Mit der anrechenbaren Menge von 4.827,3 t C0 ₂ könnte dagegen eine Menge von bis zu 121.901.515 kWh Fischer-Tropsch-Diesels, der aus Kulturholz erzeugt wur- de, zu einem Nullemissions-Kraftstoff gemacht werden, also eine um den Faktor 7,8 größere Kraftstoffmenge.

Mit diesem Verfahren wird der effektive C0 ₂ -Bestand des Meta-Systems„Umwelt" im Saldo entweder nicht weiter erhöht, oder die weitere Emission an zusätzlichem fossilem C0 ₂ wird reduziert. Verfahrensschritt lO.a)„Verwendung der entlasteten Kraftstoffe im Verkehr": Wie vorstehend dargestellt wurde, sind bis auf absolut THG-freies BioMethan (aus DE 102010 017818.7 und PCT/EP2011/000748) bislang keine anderen Kraftstoffe bekannt, die die Eigenschaft der absoluten THG-Freiheit aufweisen. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird es erstmals möglich, jeden Kraftstoff zu einem äußerst umweltfreundlichen Nullemissionskraftstoff zu machen. Wenn ein solcher Nullemissionskraftstoff im Verkehr eingesetzt wird, ist Nullemissionsmobilität gegeben, und zwar ohne dass die etablierten Antriebstechniken geändert oder durch andere Antriebstechnik (Elektro- oder Wasserstoffantrieb) ersetzt und ohne dass neue Tankstellen-Infrastrukturen aufgebaut werden müssten. Von besonderem Vorteil dieses Verfahrensschrittes ist, dass die posi- tiven UmweltefFekte sofort über den gesamten Kraftfahrzeugbestand wirksam werden können und bis zur vollen Wirksamkeit nicht auf den kompletten Austausch des Kraftfahrzeug-Altbestandes durch Neufahrzeuge gewartet werden müsste.

Von allen Verfahrensschritten und Maßnahmen hat die Sequestrierung von regenerativem C0 ₂ den größten Effekt auf die THG-Bilanzen des Verfahrens bzw. auf die mit dem Verfahren gewonnenen Energieprodukte. Hierbei handelt es sich nicht um eine rechnerische Zuordnung, das C0 ₂ wird vielmehr physisch in tiefen geologischen Formationen endgelagert. Die effektive C0 ₂ -Minderung (endgültige Entfernung von C0 ₂ aus dem atmosphärischen C0 ₂ -Kreislauf des Meta-Systems„Umwelt") wird einem beliebigen Kraftstoff zugerechnet. Im Verkehr können nicht nur THG-freie Kraftstoffe mit einer THG-Minderung von 100 % eingesetzt werden, sondern auch nach diesem Verfahren um 0,01 % bis 99,99 % THG-reduzierte Kraftstoffe sowie Kraftstoffe, deren THG-Emission um > 100 % reduziert wurde.

Verfahrensschritt lO.b)„Sonstige Verwendungen der entlasteten Kraftstoffe": Der bzw. die THG-entlasteten Kraftstoffe können nicht nur im Verkehr eingesetzt werden, sondern auch als THG-reduzierte bzw. als THG-freie Heizstoffe und zur Erzeugung von THG-reduziertem bzw. THG-freiem Strom.

Das erfindungsgemäße Verfahren beinhaltet die Steuerung und Regelung der jeweiligen Teilprozesse und des Gesamtablaufes. Diese sind in üblicher Weise als System- bzw. Anlagensteuerung implementiert und werden deshalb nicht näher erläutert.

Erreichte Vorteile

Wenn es mit allen Schritten realisiert wird, kann mit dem hier offengelegten Verfahren Kraftstoff bereitgestellt und genutzt werden, ohne dass sich der (atmosphärische) C0 ₂ - Bestand des Meta-Systems„Umwelt" erhöht. Alternativ kann die Emission von fossi- lern C0 ₂ in das Meta-System„Umwelt" durch die Emission von regenerativem C0 ₂ ersetzt werden. Diese Kraftstoffe können im Verkehr eingesetzt werden. Ohne die Automobiltechnik (also weder das Produkt noch die Herstellungswerke) groß verändern bzw. weiterentwickeln zu müssen, wird mit dem Einsatz der absolut THG- freien Kraftstoffe Nullemissionsmobilität möglich, ggf. sogar THG-negative Mobilität. Die internationale Automobilindustrie kann nach wie vor Autos mit Verbrennungsmoto- ren bauen, ohne die Technologie groß ändern zu müssen, die THG-Freiheit der Mobilität wird über den Kraftstoff erreicht.

Die Nachteile der ggf. ebenfalls CO ₂ -freien Elektromobilität wie kurze Reichweite, lange Ladezeiten, hohes Batteriegewicht, sehr hohe zusätzliche Anschaffungskosten, problematische Beheizung im Winter und problematische Klimatisierung im Sommer, In- vestition in neue Produktionslinien, hohe F&E-Ausgaben etc. etc. treten dabei nicht auf. Weder muss die hochentwickelte Verbrennungsmotorentechnik auf eine Elektromotorentechnik umgestellt werden, noch müssen Hochleistungsbatterien entwickelt, produziert und bezahlt werden. Dadurch verursachte THG-Emissionen können unterbleiben.

Auch ggü. der gegenwärtig noch als ultima ratio angesehene Wasserstofftechnologie weisen das hier beschriebene Verfahren und die beschriebene Verwendung Vorteile auf; da die Anschaffungsmehrkosten von Wasserstoff-Pkw heute ggü. vergleichbaren Benzinfahrzeugen bei 50.000 Euro und mehr liegen und diese sich bei Elektro-Pkw auf 10.000 bis 40.000 Euro belaufen, kann kaum ein Pkw mit diesen neuen Antrieben während seiner gewöhnlichen Nutzungszeit diesen Kostennachteil durch Kostenvorteile beim Kraftstoffverbrauch kompensieren. Bei CNG-Antrieben belaufen sich die Anschaffungsmehrkosten lediglich zwischen 0 und 4.000 Euro pro Pkw und die Break E- ven-Punkte sind bereits nach einer Fahrstrecke von 0 bis 30.000 km erreicht.

Die„Erzeugung" von THG-reduzierten bzw. THG-freien Kraftstoffen ist also von Vorteil für die Automobilindustrie, für deren Arbeitnehmer, für die Autokäufer und -nutzer und last but not least für die Umwelt.

Detaillierte Beschreibung

Zum besseren Verständnis der vorliegenden Erfindung wird im Folgenden auf Ausführungsbeispiele Bezug genommen, die anhand fachspezifischer Terminologie beschrieben sind. Es sei jedoch daraufhingewiesen, dass der Schutzumfang der Erfindungen durch die Angabe von Ausführungsbeispielen nicht eingeschränkt werden soll, da Veränderungen und Modifizierungen an dem offenbarten Verfahren und an der offenbarten Anlage sowie an deren Ausfuhrungsvarianten und weitere Anwendungen der Erfindungen sowie weitere Verwendungen des rekuperierten regenerativen CO2S als übliches derzeitiges oder künftiges Fachwissen eines zuständigen Fachmanns angesehen werden.

Die Figuren 1 bis 5 zeigen Ausfuhrungsbeispiele des erfindungsgemäßen Verfahrens, wobei die Rechtecke Stoffe und Produkte darstellen und Rechtecke mit abgeschnittenen Ecken Prozesse bzw. Verfahrensschritte.

Figur 1 zeigt ein schematisches Blockdiagramm der Verfahrensschritte zur Verbesse- rung der THG-Bilanz beliebiger Kraftstoffe in allen möglichen Varianten

Figur 2 stellt eine Ausführungsvariante des Verfahrens dar, bei der auf die Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s verzichtet wird.

Figur 3 zeigt eine weitere Ausfuhrungsvariante des in Figur 1 dargestellten Verfahrens, bei der das regenerative C0 ₂ ausschließlich mit dem Konversionsverfahren der anaero- ben Vergärung gewonnen wird und bei der die nicht genutzten Verfahrensoptionen nicht mehr dargestellt sind.

Figur 4 zeigt eine Ausführungsvariante des in Figur 1 dargestellten Verfahrens, bei der das regenerative C0 ₂ ausschließlich mit dem Konversionsverfahren der Vergasung gewonnen wird.

Figur 5 zeigt eine Ausführungsvariante des in Figur 1 dargestellten Verfahrens, bei der das regenerative C0 ₂ ausschließlich mit dem Konversionsverfahren der Verfeuerung gewonnen wird.

Die Figuren 6 bis 10 zeigen Ausführungsbeispiele der möglichen Anlagenkonfiguration. In den Figuren 6 bis 10 sind Anlagen bzw. Vorrichtungen als Rechteck mit abgeschnit- tenen Ecken dargestellt und Stoffe bzw. Produkte als Rechteck.

Figur 6 zeigt ein allgemeines schematisches Blockdiagramm der Anlagenbestandteile, die zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens erforderlich sind bzw. sein können. Figur 7 stellt eine Ausführungsvariante der Anlage aus Figur 6 dar, bei der auf die Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s verzichtet wird.

Figur 8 zeigt eine Ausfuhrungsvariante der Anlage aus Figur 6, bei der die Konversion der Einsatzstoffe und die Gewinnung des regenerativen C0 ₂ s in einer Vergärungsanlage erfolgen; die nicht genutzten Anlagenbestandteile sind nicht mehr dargestellt.

Figur 9 zeigt eine Ausfuhrungsvariante der Anlage aus Figur 6, bei der die Konversion der Einsatzstoffe und die Gewinnung des regenerativen C0 ₂ s in einer Feuerungsanlage erfolgen.

Figur 10 zeigt eine Ausführungsvariante der Anlage aus Figur 6, bei der die Konversion der Einsatzstoffe und die Gewinnung des regenerativen C0 ₂ s in einer Vergasungsanlage erfolgen.

In Figur 1 stellen die Rechtecke 1 bis 9 die üblichen Einsatzstoffe zur Erzeugung von C0 ₂ dar und zwar sowohl die fossilen Einsatzstoffe als auch die regenerativen Einsatzstoffe. Bei dem Rechteck mit dem Bezugszeichen 1 handelt es sich um Propan, das Be- zugszeichen 2 verweist auf Butan, 3 auf Erdölfraktionen wie z.B. Naphta, 4 auf Erdgas, 5 auf fossile Kohle, 6 auf Biomasse, 7 auf kohlenwasserstoffhaltigen Abfall, 8 auf Biomüll und 9 auf Wirtschaftsdünger (vgl. Bezugszeichenliste).

Aus diesen möglichen Einsatzstoffen werden im Verfahrensschritt 1 (Bezugszeichen 10) diejenigen Einsatzstoffe ausgewählt, mit denen regeneratives C0 ₂ erzeugt werden kann, nämlich mindestens THG-reduzierte, vorzugsweise THG- freie Biomasse (1 1) und/oder mindestens THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Abfall (12) und/oder mindestens THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Wirtschaftsdünger (13) und / oder mindestens THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Biomüll (14).

Im Verfahrensschritt 2 (Bezugszeichen 15, 16 und 17) werden die ausgewählten Ein- satzstoffe in C0 ₂ -haltige Mischgase konvertiert. Als Konversionsverfahren kommen dafür die Vergasung (15) in Frage, die anaerobe Vergärung (16) und die Verbrennung (17). Bei Nutzung des Konversionsverfahrens der Vergasung (15) entsteht als Mischgas Pyrolysegas (19), das aus regenerativem C0 ₂ und Synthesegasen zusammengesetzt ist. Bei Nutzung des Konversionsverfahrens der anaeroben Vergärung (16) entsteht das Mischgas Biogas (20), das aus regenerativem C0 ₂ , Methan und Begleitgasen besteht. Bei Nutzung des Konversionsverfahrens der Verbrennung (17) entsteht das Mischgas Rauchgas (21), das sich im Wesentlichen aus regenerativem C0 ₂ , CO, NO _x , 0 ₂ , N und weiteren Begleitgasen zusammensetzt. Im Verfahrensschritt 3 (22) wird mischgasspezifische Technik eingesetzt, um das in allen aufgeführten Mischgasen enthaltene regenerative C0 ₂ aufzukonzentrieren bzw. zu extrahieren und es so einer weiteren Nutzung zugänglich zu machen. Ziel ist es dabei, aufkonzentriertes regeneratives C0 ₂ (23 und 24) zu gewinnen und von den Begleitgasen (18) zu trennen. Um das C0 ₂ aus dem Mischgas„Pyrolysegas" zu extrahieren, wird eines der üblichen Gasreinigungs- bzw. Gasextrahierungsverfahren wie z.B. das Recti- sol- Verfahren oder die Druckwasserwäsche oder die drucklose Aminwäsche oder ein Kryo- Verfahren eingesetzt. Um das C0 ₂ aus dem Mischgas„Biogas" zu extrahieren, wird ebenfalls eines der üblichen Gasaufbereitungsverfahren genutzt (s.o.). Um das C0 ₂ aus dem Mischgas„Rauchgas" zu separieren, wird eines der geeigneten Gasextrahie- rungsverfahren genutzt, neben den bereits aufgeführten ggf. auch das Oxyfuel- Verfahren (nicht dargestellt), bei dem vor der Verfeuerung der Einsatzstoffe eine Luftzerlegung erfolgt und für die Verbrennung der Einsatzstoff weitgehend Sauerstoff eingesetzt wird, so dass das Rauchgas weitgehend stickstofffrei ist und die C0 ₂ -Konzentration im Rauchgas hoch oder sogar sehr hoch mit der weiteren Folge, dass der Aufwand der C0 ₂ -Extrahierung relativ gering ausfällt.

Ein möglichst großer Teil des regenerativen C0 ₂ s wird dem Verfahrensschritt 4 (Reku- peration; Bezugszeichen 25) zugeführt. Der Anteil des zu rekuperierenden regenerativen C0 ₂ s ergibt sich aus dem bei der Separation angestrebten Kosten-/Nutzen- Verhältnis, denn der jeweils erforderliche zusätzliche apparative Aufwand steigt mit zunehmendem Extrahierungsgrad (steigender Grenzaufwand).

Das rekuperierte regenerative C0 ₂ (26) wird im Verfahrensschritt 5 (27, 28) verflüssigt oder in den festen Zustand überführt oder zunächst im gasförmigem Zustand belassen. Die Verflüssigung des C0 ₂ s erfolgt gemäß dem Stand der Technik mit Kryo- Verfahren in geeigneten Anlagen. Um das C0 ₂ zu verfestigen, wird das verflüssigte C0 ₂ noch weiter abgekühlt. Die Verflüssigung und die Verfestigung sind von Vorteil, weil sich das C0 ₂ in flüssigem und festem Zustand (nicht dargestellt) besser lagern und transportieren lässt.

Das gasförmige und/oder verflüssigte und/oder verfestigte regenerative C0 ₂ (nicht dargestellt) wird im Verfahrensschritt 6 (29) bis zum Abtransport zum Ort der Nutzung bzw. zum Ort der Sequestrierung in Drucktanks oder in Flüssiggastanks oder in isolierten Kühlräumen zwischengelagert. Eine Zwischenlagerung ist erforderlich, da der schwankende Volumenstrom der C0 ₂ -Erzeugung i.d.R. nicht mit dem schwankenden Volumenstrom der Nutzung übereinstimmt. Insofern übt das Zwischenlager die Funktion eines Puffers aus. Im Verfahrensschritt 7 (30) wird das rekuperierte regenerative C0 ₂ (nicht dargestellt) mit geeigneten Mitteln zum Ort der Nutzung bzw. der Sequestrierung transportiert. Vorzugsweise wird dabei THG-reduzierter Kraftstoff eingesetzt, besonders vorzugsweise THG-freier Kraftstoff und insbesondere THG-negativer Kraftstoff. Der Einsatz dieser Kraftstoffe vermeidet, dass sich die THG-Bilanz des transportierten C0 ₂ s verschlech- tert.

Der Verfahrensschritt 8 (31, 32, 33) umfasst die Verwendung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s. Möglich sind die Optionen der Sequestrierung (31), der stofflichen Substitution fossilen C0 s (32) und der Nutzung als Einsatzstoff für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe wie z.B. synthetischem Methan, synthetischem Oktan, synthetischem Butan und synthetischem Propan oder synthetischem Methanol und synthetischem E- thanol. Bei allen Optionen wird der atmosphärische Bestand an C0 ₂ reduziert oder zumindest nicht weiter erhöht: die Sequestrierung regenerativen C0 ₂ s vermindert den atmosphärischen C0 ₂ -Bestand, die stoffliche Substitution drängt den Einsatz fossilen C0 ₂ s zurück und aus regenerativem C0 ₂ hergestellte synthetische Kraftstoffe substitu- ieren fossile Kraftstoffe, was ebenfalls in einer Minderung der Emission fossilen C0 ₂ s bzw. entsprechender Treibhausgase resultiert.

Im Verfahrensschritt 9 (34) werden die Minderung des atmosphärischen C0 ₂ -Bestands (nicht dargestellt) und/oder die Minderung fossiler C0 ₂ -Emissionen (bzw. entsprechender Treibhausgase) (nicht dargestellt) mit den C0 ₂ -Emissionen (bzw. den THG-Emis- sionen) der ausgewählten Kraftstoffe verrechnet, was zu einer virtuell-statistischen THG-Entlastung (nicht dargestellt) des mindestens einen ausgewählten Kraftstoffes (35) führt. Die maximale entlastbare Kraftstoffmenge ergibt sich aus der vorstehend aufgeführten Formel. Im Verfahrensschritt 10 (36, 37) wird bestimmt, wie der entlastete Kraftstoff (35) verwendet wird. Da die THG-Reduzierung von allen Sektoren im Verkehrssektor am schwierigsten zu bewerkstelligen ist (vgl. diverse Verlautbarungen der EU und der deutschen Bundesregierung), wird eine entsprechende Lösung hier am besten honoriert. Es ist deshalb von Vorteil, den entlasteten Kraftstoff (35) im Verkehr einzusetzen (36), vorzugsweise im Straßenverkehr und besonders vorzugsweise im Luftverkehr. Alternativ kann der THG-entlastete Kraftstoff (35) als Heizstoff verwendet oder verströmt werden (37).

Das erfindungsgemäße Verfahren beinhaltet die Steuerung und Regelung der jeweiligen Teilprozesse und des Gesamtablaufes. Diese sind in üblicher Weise als System- bzw. Anlagensteuerung implementiert und werden deshalb nicht näher erläutert.

Figur 2 zeigt eine Ausfuhrungsvariante des erfindungsgemäßen Verfahrens, bei der auf eine Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s verzichtet wird. Es wird vielmehr ohne Zwischenlagerung zum Ort der Verwendung transportiert.

In Figur 3 ist eine Ausführungsvariante des allgemein in Figur 1 beschriebenen Verfah- rens dargestellt, bei der die nicht genutzten Verfahrensschritte nicht mehr dargestellt sind. Aus den möglichen Einsatzstoffen (1 - 9) wurden im Verfahrensschritt 1 (10) Biomasse (1 1) und Wirtschaftsdünger (13) ausgewählt. Als Konversionsverfahren kommt im Verfahrensschritt 2 die anaerobe Vergärung (16) zum Einsatz. Dabei entsteht das Mischgas Biogas (20). Das im Biogas (20) enthaltene regenerative C0 ₂ wird im Verfahrensschritt 3 (22) mit einem der geeigneten Gaswäscheverfahren (z.B. Rectisol- verfahren, Druckwasserwäsche, drucklose Aminwäsche, Kryo-V erfahren) von den Begleitgasen (18) des C0 ₂ s (darunter der Energieträger Methan) separiert und im Verfahrensschritt 4 (25) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte C0 ₂ (26) wird im Verfahrensschritt 5 verflüssigt (27), in Kryo-Tanks (nicht dargestellt) zwischengelagert (29) und danach mittels Lkw (nicht dargestellt) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert (30). Das zum Ort der Verwendung transportierte regenerative C0 ₂ (nicht dargestellt) wird dort genutzt, um fossiles C0 ₂ (nicht dargestellt) stofflich zu substituieren (32). Die entstehenden THG-Gutschriften (nicht dargestellt) werden bei der Austa- rierung des Meta-Systems„Umwelt" (34) zur Entlastung der THG-Bilanz fossilen Erdgases (35) und fossilen Dieselkraftstoffes (35) genutzt, wobei diese THG-entlasteten Kraftstoffe im Straßenverkehr eingesetzt werden (36).

In Figur 4 ist eine Ausführungsvariante des allgemein in Figur 1 beschriebenen Verfahrens dargestellt, bei der die nicht genutzten Verfahrensschritte nicht mehr dargestellt sind. Aus den möglichen Einsatzstoffen (1 - 9) wurde im Verfahrensschritt 1 (10) die Biomasse (1 1) ausgewählt. Als Konversionsverfahren kommt im Verfahrensschritt 2 die thermochemische Vergasung (15) zum Einsatz. Dabei entsteht das Mischgas Pyrolysegas (19). Das im Pyrolysegas (19) enthaltene regenerative C0 ₂ wird im Verfahrensschritt 3 (22) mit einem der geeigneten Gas wäscheverfahren (z.B. Rectisol verfahren, Druckwasserwäsche, drucklose Aminwäsche, Kryo- Verfahren) von den Begleitgasen (18) des C0 ₂ s separiert und im Verfahrensschritt 4 (25) möglichst vollständig rekupe- riert. Das rekuperierte, gasförmige C0 ₂ (26) wird ohne Zwischenlagerung mittels Pipeline (nicht dargestellt) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert (30). Das zum Ort der Verwendung transportierte regenerative C0 ₂ (nicht dargestellt) wird dort als Einsatzstoff für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe genutzt (33). Die entstehenden THG-Gutschriften (nicht dargestellt) werden bei der Austarierung des MetaSystems„Umwelt" (34) zur Entlastung der THG-Bilanz eines fossilen Heizstoffe (z.B. Erdgas; Bezugszeichen 35) genutzt, wobei dieser THG-entlastete Heizstoff in entsprechenden Heizungsanlagen (nicht dargestellt) eingesetzt wird (37). In Figur 5 ist eine Ausführungsvariante des allgemein in Figur 1 beschriebenen Verfahrens dargestellt. Aus den möglichen Einsatzstoffen (1 - 9) wurden im Verfahrensschritt 1 (10) Biomasse (1 1) und Abfall (12) ausgewählt. Als Konversionsverfahren kommt im Verfahrensschritt 2 die Verbrennung (17) zum Einsatz. Dabei entsteht das Mischgas Rauchgas (21). Das im Rauchgas (21) enthaltene regenerative C0 ₂ wird im Verfahrens- schritt 3 (22) mit einem der geeigneten Gaswäscheverfahren (z.B. Oxy-Fuel-Verfahren, Rectisolverfahren, Druckwasserwäsche, drucklose Aminwäsche, Kryo- Verfahren) von den Begleitgasen (18) des C0 ₂ s separiert und im Verfahrensschritt 4 (25) möglichst vollständig rekuperiert. Ein Teil des rekuperierten C0 ₂ s (26) wird im Verfahrensschritt 5 verflüssigt (27), in Kryo-Tanks (nicht dargestellt) zwischengelagert (29) und danach mittels Lkw (nicht dargestellt) zum Verwendungsort (geologisches Endlager; nicht dar- gestellt) transportiert (30). Der andere Teil wird in gasförmigem Aggregatszustand in Druckgastanks oder Kavernen (nicht dargestellt) zwischengelagert und danach zum Ort der Verwendung (Anlage zur Herstellung von synthetischen Kraftstoffen; nicht dargestellt) transportiert. Das zum geologischen Endlager transportierte regenerative C0 ₂ (nicht dargestellt) wird dort sequestriert (31). Das zur Syntheseanlage transportierte C0 ₂ wird dort als Einsatzstoff für die Synthese von Kraftstoffen genutzt (33).

Die entstehenden THG-Gutschriften (nicht dargestellt) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" (34) zur Entlastung der THG-Bilanz einer Reihe von Kraftstoffen (35) genutzt, darunter fossile, biogene und synthetische Kraftstoffe. Die THG- entlasteten Kraftstoffe (35) werden sowohl im (Straßen-) Verkehr eingesetzt (36) als auch zur Verstromung und zu Heizzwecken (37).

In Figur 6 ist eine allgemeine Anlagenkonfiguration dargestellt, die die gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoffe (1 1 , 12, 13, 14) in Mischgase (19, 20, 21) konvertiert, und zwar wird Pyrolysegas (19) mit einer der üblichen Vergasungsanlagen (51) erzeugt, Biogas (20) mit einer der üblichen Biogasanlagen (52) und Rauchgas (21) mit einer der üblichen Feuerungsanlagen (53).

Das Pyrolysegas (19) wird einer üblichen Separierungsanlage (54) zugeführt. Das im Pyrolysegas (19) enthaltene regenerative C0 ₂ (24) wird mittels der üblichen Separierungsanlage (54) aus dem Pyrolysegas abgetrennt. Das regenerative C0 ₂ (24) wird aber nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern erfindungsgemäß mittels einer Rekuperationsvorrichtung (57) möglichst vollständig aufgefangen. Die Begleitgase (18) werden in anderen Anlagen zur Erzeugung von synthetischen Kraftstoffen oder zur energetischen Verwertung eingesetzt. Das rekuperierte, aus Pyrolysegas stammende regenerative C0 ₂ (60) wird entweder in gasförmigem Zustand in Druckbehältern bzw. Drucktanks (64) zwischengelagert oder einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C0 ₂ (60) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65) oder in eine Verfestigungsanlage (64) geleitet, die das rekuperierte regenerative C0 ₂ (60) durch weitere Abkühlung in den festen Zustand überführt und es damit in sogenanntes Trockeneis (66) konvertiert.

Das Biogas (20) wird einer der üblichen Gaswäscheanlagen (55) zugeführt, z.B. einer Rectisol-Anlage oder einer Anlage zur Druckwasserwäsche, oder einer Anlage, die nach dem Prinzip der drucklosen Aminwäsche arbeitet oder einer Anlage, die nach einem ryo- Verfahren funktioniert. Das im Biogas (20) enthaltene regenerative C0 ₂ wird mittels dieser Gaswäscheanlagen (55) aus dem Biogas (20) extrahiert. Das separierte regenerative C0 ₂ (24) wird jedoch nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern mittels einer Rekuperationsvorrichtung (58) aufgefangen. Die Begleitgase (18), darunter das energiereiche BioMethan, werden energetisch genutzt oder nach einer weiteren Aufbereitung ins Erdgasnetz eingespeist. Das rekuperierte, aus Biogas stammende regenerative C0 ₂ (61) wird entweder in gasförmigem Zustand in Druckbehältern bzw. Drucktanks (67) zwischengelagert oder einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C0 ₂ (61) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65) oder in eine Verfestigungsanlage (64) geleitet, die das rekuperierte regenerative C0 ₂ (61) durch noch tiefere Abkühlung als bei der Verflüssigung in den festen Zustand überführt und es damit in sogenanntes Trockeneis (66) konvertiert.

Das Rauchgas (21) wird einer der vorstehend aufgeführten üblichen Gasreinigungsanla- gen (56) zugeführt, die das regenerative C0 ₂ (24) nach einem der üblichen Verfahren aus dem Rauchgas (21) extrahiert. Möglich ist auch die Vorschaltung einer Luftzerlegungsanlage (nicht dargestellt), wobei fast ausschließlich der gewonnene Sauerstoff in der Feuerungsanlage eingesetzt wird und damit kein Luftstickstoff. So entsteht ein Rauchgas mit hohen und sehr hohen C0 ₂ -Konzentrationen (24). Das aus dem Rauchgas separierte regenerative C0 ₂ (24) wird jedoch nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern mittels einer Rekuperationsvorrichtung (58) aufgefangen. Die Begleitgase (18) des regenerativen C0 ₂ s (24), werden nach einer ggf. durchzuführenden Reinigung in die Atmosphäre entlassen. Das rekuperierte, aus Rauchgas stammende regenerative C0 ₂ (61) wird entweder in gasförmigem Zustand in Druckbehältern bzw. Drucktanks (67) zwischengelagert oder einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C0 ₂ (61) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65) oder in eine Verfestigungsanlage (64) geleitet, die das rekuperierte regenerative C0 ₂ (61) durch noch tiefere Abkühlung als bei der Verflüssigung in den festen Zustand überführt und es damit in sogenanntes Trockeneis (66) konvertiert.

Wenn das rekuperierte regenerative C0 ₂ (60, 61, 62) in Gasform belassen wird, wird es bis zum Abtransport zum Ort der Verwendung in mindestens einem Drucktank (67) zwischengelagert. Verflüssigtes regeneratives C0 ₂ (65) wird bis zum Abtransport in mindestens einem Kryo-Tank (68) zwischengelagert und verfestigtes C0 ₂ (Trockeneis; 66) in mindestens einem isolierten und ggf. gekühlten Raum oder Behälter (69).

Das rekuperierte regenerative C0 ₂ wird mittels geeigneter Transportmittel (z.B. Lkw, Schiff, Eisenbahn, Pipeline) zum Ort der Verwendung/Nutzung transportiert. Wenn es sich in gasförmigem Aggregatszustand (70) befindet, bieten sich hierfür Drucktanks

(73) an, in flüssigem Aggregatszustand (71) isolierte und ggf. gekühlte Flüssiggastanks

(74) und in festem Aggregatszustand (72) isolierte und ggf. gekühlte Behälter/Container

(75) . Das an den Ort der Nutzung verbrachte regenerative C0 ₂ (76, 77, 78) wird entweder einem geologischen Endlager (79) zugeführt, wo es sequestriert wird, oder einer (ggf. industriellen) Anlage (80), in der es als Substitut für fossiles C0 ₂ (nicht dargestellt) eingesetzt wird (z.B. einer Anlage der Lebensmittelindustrie), oder einer Anlage zu Herstellung von mindestens einem synthetischen Kraftstoff (81). Bei der Herstellung von synthetischen Kraftstoffen wird die Syntheseeinrichtung ( 81) kraftstoffspezifisch so ausgelegt, dass das zugeführte regenerativen C0 ₂ jeweils optimal mit dem zugeführten Wasserstoff reagiert. Die Herstellung synthetischen Methans erfolgt z.B. nach der Sa- batier-Reaktion 4 H ₂ + C0 ₂ »> CH ₄ + 2 H ₂ 0, wobei Δ H _R = -165 kJ/mol beträgt. Diese Reaktion ist über die Retro-Shift-Reaktion H ₂ + C0 ₂ »> CO + H ₂ 0 (Δ H _R = +42 kJ/mol) mit der Reaktion 3 H ₂ + CO »> CR» + H ₂ 0 verbunden, wobei Δ H _R = -206 kJ/mol. Die Synthetisierung von Kraftstoffen aus C0 ₂ und H ₂ bestehenden Inputstoffen bedarf einer kraftstoffspezifischen Auslegung der Syntheseeinrichtung und entsprechender Steuerungs- und Regelungseinrichtungen. Mit der Einlagerung in das geologische Endlager (79) verschwindet das regenerative C0 ₂ (76, 77, 78) auf Dauer aus der Atmosphäre und mit der Substitution fossilen C0 ₂ s (nicht dargestellt) durch regeneratives C0 ₂ (nicht dargestellt) wird der Einsatz fossilen C0 ₂ s zurückgedrängt bzw. vermieden. Mit der Verwendung des regenerativen C0 ₂ s als Einsatzstoff für die Erzeugung weitgehend THG-reduzierten synthetischen Kraftstoffes wird der Einsatz fossiler Kraftstoffe (Benzin, CNG, Diesel, LPG, Kerosin, Schweröl) zurückgedrängt, was ebenfalls eine Verringerung fossiler C0 ₂ -Emissionen in die Atmosphäre zur Folge hat.

Die mit dem jeweiligen Einsatz regenerativen C0 ₂ s für das Meta-System„Umwelt" verbundenen positiven THG-Effekte (82, 83, 84) werden statistisch- virtuell mit den

THG-Emissionen (85, 86, 87) des jeweils ausgewählten mindestens einen fossilen oder biogenen oder synthetischen Kraftstoffes (88, 89, 90) verrechnet bzw. austariert. Positive THG-Effekte kompensieren so negative THG-Effekte, insgesamt wird THG-Neu- tralität geschaffen. Die Kraftstoffmenge (88, 89, 90) deren THG-Emission gemindert bzw. neutralisiert bzw. überkompensiert werden kann, berechnet sich nach der in Anspruch 20 aufgeführten Formel.

Die THG-entlastete Kraftstoffmenge (88, 89, 90) kann in Verkehrsfahrzeugen (91) eingesetzt werden, z.B. in Straßenverkehrsfahrzeugen, Schienenfahrzeugen, Flugzeugen und Schiffen, oder in Heizanlagen (92) oder in Verstromungsanlagen (93). Die erfindungsgemäße Anlagenkonfiguration beinhaltet die Steuerung und Regelung der jeweiligen Anlagen und der Gesamtkonfiguration. Diese sind in üblicher Weise als System- bzw. Anlagensteuerung implementiert und werden deshalb nicht näher erläutert.

Figur 7 zeigt eine Ausführungsvariante der erfindungsgemäßen Anlagenkonfiguration, bei der auf eine Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s verzichtet wird. Es wird vielmehr ohne Einsatz von Lagertechnik zum Ort der Verwendung transportiert. In Figur 8 ist eine Ausführungsvariante der Anlagenkonfiguration der Figur 06 dargestellt, die die gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoffe Biomasse (11) und Wirtschaftsdünger (13) mit einer üblichen Biogasanlage (52) in das Mischgas Biogas (20) konvertiert. Die nicht genutzten Anlagenbestandteile sind nicht mehr dargestellt. Das im Biogas (20) enthaltene regenerative C0 ₂ wird mit einer der geeigneten Gaswäscheanlagen (z.B. Rectisol-Anlage, Druckwasserwäsche- Anlage, mit der drucklosen Aminwäsche arbeitende Anlage, ryo-Anlage) von den Begleitgasen (18) des C0 ₂ s (darunter der Energieträger Methan) separiert. Die Begleitgase (18), darunter das energiereiche BioMethan, werden energetisch genutzt oder nach einer weite- ren Auf-bereitung ins Erdgasnetz eingespeist.

Das extrahierte regenerative C0 ₂ (24) wird mittels einer Rekuperationsvorrichtung (58) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte regenerative C0 ₂ (61) wird einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C0 ₂ (61) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65). Das verflüssigte regenerative C0 ₂ (65) wird in Kryo-Tanks (68) zwischengelagert und danach mittels Lkw (74) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert.

Das zum Verwendungsort transportierte regenerative C0 ₂ (77) wird einer oder mehreren industriellen Anlagen (80) zugeführt, die es an Stelle fossilen C0 ₂ s (nicht dargestellt) stofflich nutzen, z.B. für die Herstellung von kohlensäurehaltigen Getränken. Mit der Substitution fossilen C0 ₂ s durch regeneratives C0 ₂ (77) wird der Einsatz fossilen C0 ₂ s zurückgedrängt bzw. vermieden. Die entstehenden THG-Gutschriften (83) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" den THG-Belastungen (86) fossilen Erdgases (35) und fossilen Dieselkraftstoffes (35) gegengerechnet. Diese beiden Kraftstoffe werden im Straßenverkehr eingesetzt. In Figur 9 ist eine Ausführungsvariante der Anlagenkonfiguration der Figur 06 dargestellt, die den gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoff Biomasse (11) mittels einer üblichen Feuerungsanlage (53) in das Mischgas Rauchgas (21) konvertiert. Die nicht genutzten Anlagenbestandteile der Figur 06 sind nicht mehr dargestellt. Das im Rauchgas (21) enthaltene regenerative C0 ₂ wird mit einer der ge- eigneten Gaswäscheanlagen (z.B. einer Rectisol-Anlage, einer Druckwasserwäsche- Anlage, einer mit der drucklosen Aminwäsche arbeitende Anlage, einer Kryo- Anlage; Bezugszeichen 56) von den Begleitgasen (18) des C0 ₂ s (darunter 0 ₂ , CO, NO _x , N) separiert. Die Begleitgase (18) werden als wertloses Abfallprodukt in die Atmosphäre entlassen. Das extrahierte regenerative C0 ₂ (24) wird mittels einer Rekuperationsvomchtung (59) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte regenerative C0 ₂ (62) wird in Gasform in Drucktanks (67) zwischengelagert und danach mittels geeigneter Transportmittel (73) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert.

Die in gasförmigem und in festem Aggregatszustand zum Verwendungsort transportier- ten regenerativen C0 ₂ -Fraktionen (76, 78) werden zu einem Teil mindestens einer geologischen Endlagerstätte (79) zugeführt und zum anderen Teil einer oder mehreren Kraftstoffsyntheseanlagen (81 ), die es an Stelle fossilen C0 ₂ s (nicht dargestellt) einsetzen. Mit der Entfernung regenerativen C0 ₂ s aus der Atmosphäre und mit der Substitution fossilen C0 ₂ s (nicht dargestellt) durch regeneratives C0 ₂ (76, 78) wird der Einsatz fossilen C0 ₂ s zurückgedrängt bzw. vermieden. Die entstehenden THG-Gutschriften (82, 84) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" den THG-Belas- tungen (85, 87) fossiler Kraftstoffe (88) und biogener Kraftstoffe (89) gegengerechnet. Die mindestens 2 Kraftstoffe werden sowohl in Verkehrsfahrzeugen (91) als auch in Heizungsanlagen (92) eingesetzt. In Figur 10 ist eine Ausführungsvariante der Anlagenkonfiguration der Figur 06 dargestellt, die den gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoff Biomasse (11) mittels einer Vergasungs-/Pyrolyseanlage (51) in das Mischgas Pyrolysegas (19) konvertiert. Die nicht genutzten Anlagenbestandteile der Figur 06 sind nicht dargestellt. Das im Pyrolysegas (19) enthaltene regenerative C0 ₂ wird mit einer der geeigneten Gaswäscheanlagen (z.B. einer Rectisol-Anlage, einer Druckwasserwäsche- Anlage, einer mit der drucklosen Aminwäsche arbeitende Anlage, einer Kryo-Anlage; Bezugszeichen 54) von den Begleitgasen (18) des C0 ₂ s (darunter 0 ₂ , CO, NO _x , N, H ₂ , Butan, Propan) separiert. Die Begleitgase (18) werden im weiterführenden Hauptpro- zess der Vergasungsanlage als energiereiches Synthesegas genutzt und in synthetische Kraftstoffe konvertiert. Das extrahierte regenerative C0 ₂ (24) wird mittels einer Rekuperationsvorrichtung (57) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte regenerative C0 ₂ (60) wird zu einem Teil in Gasform in mindestens einem Drucktank (67) zwischengelagert und zum anderen Teil in einer Verflüssigungsanlage (63) verflüssigt und in mindestens einem Flüssiggastank zwischengelagert. Danach werden das gasförmige C0 ₂ (70) und das flüssige C0 ₂ (71) mittels geeigneter Transportmittel (73, 74) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert.

Das in gasförmigem Aggregatszustand zum Verwendungsort transportierte regenerative C0 ₂ (76) wird einer oder mehreren Kraftstoffsyntheseanlagen (81) zugeführt, die es an Stelle fossilen C0 ₂ s zur Herstellung von synthetischem Kraftstoff (nicht dargestellt) einsetzen. Das in flüssigem Aggregatszustand zum Verwendungsort transportierte regenerative C0 ₂ (77) wird mindestens einer geologischen Endlagerstätte (79) zugeführt.

Mit der Entfernung regenerativen C0 ₂ s aus der Atmosphäre und mit der Substitution fossilen C0 ₂ s (nicht dargestellt) durch regeneratives C0 ₂ (76, 77) wird der Einsatz fos- silen C0 ₂ s zurückgedrängt bzw. vermieden. Die entstehenden THG-Gutschriften (82, 84) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" den THG-Belastungen (85, 87) fossiler Kraftstoffe (88) und synthetischer Kraftstoffe (90) gegengerechnet. Die mindestens 2 Kraftstoffe werden sowohl in Verkehrsfahrzeugen (91) als auch in Ver- stromungsanlagen (93) eingesetzt.

Bezugszeichenliste Propan

Butan

Erdölfraktionen

Erdgas

Kohle

Biomasse (THG-reduziert)

kohlenwasserstoffhaltiger Abfall (THG-reduziert)

Biomüll als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)

Wirtschaftsdünger als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)

Verfahrensschritt 1 : Auswahl der Einsatzstoffe

Biomasse (THG-reduziert)

Abfall (THG-reduziert)

Wirtschaftsdünger als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)

Biomüll als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)

Verfahrensschritt 2a: Konversion per Vergasung (Pyrolyse)

Verfahrensschritt 2b: Konversion per anaerober Vergärung

Verfahrensschritt 2c: Konversion per Verbrennung (Oxidation)

Begleitgase

Mischgas Pyrolysegas, bestehend aus mindestens THG-reduziertem C0 ₂ und Synthesegasen

Mischgas Biogas, bestehend aus mindestens THG-reduziertem C0 ₂ , CH4 und Begleitgasen

Mischgas Rauchgas, bestehend aus mindestens THG-reduziertem C0 ₂ , CH ₄ und Begleitgasen

Verfahrensschritt 3 : Separation regenerativen C0 ₂ s aus Mischgasen

Separiertes, aber nicht rekuperiertes, regeneratives bzw. THG-reduziertes C0 ₂ Der Rekuperation zxigeführtes, regeneratives bzw. THG-reduziertes C0 ₂ Verfahrensschritt 4: Rekuperation regenerativen bzw. THG-reduzierten C0 ₂ s Rekuperiertes regeneratives bzw. THG-reduziertes C0 ₂

Verfahrensschritt 5a: Verflüssigung des rekuperierten C0 ₂ s

Verfahrensschritt 5b: Verfestigung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s Verfahrensschritt 6: Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s Verfahrensschritt 7: Transport des rekuperierten regenerativen C0 ₂ s

Verfahrensschritt 8a: Sequestrierung des rekuperierten C0 ₂ s

Verfahrensschritt 8b: Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ s durch das rekuperier- te regenerative C0 ₂

Verfahrensschritt 8c:Nutzung des regenerativen C0 ₂ s für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe

Verfahrensschritt 9: Austarierung des Meta-Systems„Umwelt"

Durch virtuell-statistische Verrechnung von THG-Emissionen entlasteter Kraftstoff

Verfahrensschritt 10a: Verwendung des entlasteten Kraftstoffes im Verkehr Verfahrensschritt 10b: Verwendung des entlasteten Kraftstoffes als Heizstoff oder zur Verstromung Vergasungs- Pyrolyseanlage

Vergärungs-ZBiogasanlage

Feuerungsanlage

Anlage für die Separation von C0 ₂ aus Pyrolysegas

Anlage für die Separation von C0 ₂ aus Biogas

Anlage für die Separation von C0 ₂ aus Rauchgas

Vorrichtung zur Rekuperation von C0 ₂ aus Pyrolysegas

Vorrichtung zur Rekuperation von C0 ₂ aus Biogas

Vorrichtung zur Rekuperation von C0 ₂ aus Rauchgas

Aus Pyrolysegas rekuperiertes regeneratives C0 ₂

Aus Biogas rekuperiertes regeneratives C0 ₂

Aus Rauchgas rekuperiertes regeneratives C0 ₂

Anlage zur Verflüssigung von Gasen

Anlage zur Herstellung von festem C0 ₂ (Trockeneis)

Verflüssigtes regeneratives C0 ₂ Festes regeneratives C0 ₂ (Trockeneis)

Mindestens 1 Druckgastank

Mindestens 1 Flüssiggastank

Mindestens 1 isolierter Kaltraum

Ausgelagertes regeneratives C0 ₂ in gasförmigem Aggregatszustand

Ausgelagertes regeneratives C0 ₂ in flüssigem Aggregatszustand

Ausgelagertes regeneratives C0 ₂ in festem Aggregatszustand

Für den Transport von Gasen geeignete Transportmittel (Lkw, Schiff, Bahn, Pipeline)

Für den Flüssiggastransport geeignete Transportmittel (Lkw, Schiff, Bahn, Pipeline)

Für den Transport von Trockeneis geeignete Transportmittel (Lkw, Schiff, Bahn)

An den Nutzungsort verbrachtes regeneratives C0 ₂ in gasförmigem Aggregatszustand

An den Nutzungsort verbrachtes regeneratives C0 ₂ in flüssigem Aggregatszustand

An den Nutzungsort verbrachtes regeneratives C0 ₂ in festem Aggregatszustand Geologisches Endlager

C0 ₂ nutzende (Industrie-)Anlage

Anlage zur Erzeugung von synthetischen Kraftstoffen oder -komponenten Quantifizierter THG-Effekt der Sequestrierung von regenerativem C0 ₂

Quantifizierter THG-Effekt der stofflichen Substitution fossilen C0 ₂ s durch regeneratives co ₂

Quantifizierter THG-Effekt der Verwertung regenerativen C0 ₂ s bei der Herstellung synthetischer Kraft- und Heizstoffe

Auf die von THG-Belastungen zu entlastenden Kraftstoffe übertragener THG- Effekt (THG-Gutschrift bzw. THG-Zertifikat)

Auf die von THG-Belastungen zu entlastenden Kraftstoffe übertragener THG- Effekt (THG-Gutschrift bzw. THG-Zertifikat)

Auf die von THG-Belastungen zu entlastenden Kraftstoffe übertragener THG- Effekt (THG-Gutschrift bzw. THG-Zertifikat) 88 Mindestens 1 fossiler Kraftstoff

89 Mindestens 1 biogener Kraftstoff

90 Mindestens 1 synthetischer Kraftstoff

91 Mindestens 1 Fahrzeug des Verkehrs (Straßen-, Schienen-, Wasser-, Luftverkehr)

92 Mindestens 1 Heizanlage

93 Mindestens 1 Verstromungsanlage (Verbrennungsmotor mit Generator, Brennstoffzelle)