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Fußnoten

(A) Biomasse, die den hohen Nachhaltigkeitsanforderungen der Erneuerbaren Energien-Richtlinie (Renewable Energy Directive, RED) entspricht, wird auch für die Defossilisierung anderer Sektoren benötigt und ist daher relativ knapp. Strombasierte Kraftstoffe benötigen keine nachhaltige Biomasse. Sie verringern diese Knappheit.

(B) Die Werte basieren auf den mittleren Szenarien für Wachstum der Verkehrsleistung (2,7 Prozent jährlich) sowie der Verbesserung der Treibstoffeffizienz (1,16 Prozent pro Jahr) ohne zusätzliche Reduktionen.^[6,5] In Abhängigkeit der zukünftigen Entwicklung ist ein Kerosinverbrauch in Deutschland in 2050 zwischen 12–17 Millionen Tonnen Kerosin denkbar. Darauf aufbauend ergeben sich Einsparungen zwischen 15–22 Millionen Tonnen in 2050 bzw. zwischen 118–160 Millionen Tonnen CO₂-äq zwischen 2025 und 2050.

(C) Im Rahmen der ICAO existiert bereits ein solches Programm (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation, CORSIA), das die hier vorgeschlagenen hohen Nachhaltigkeitsanforderungen jedoch nicht erfüllt.

(D) Die Maßnahmen könnten zwar auch aus allgemeinen Steuern finanziert werden, wodurch Preiserhöhungen zumindest zum Teil umgangen werden. Allerdings würden bei einer solchen Finanzierung ärmere Haushalte, die zumeist weniger fliegen, reichere subventionieren. Erhöhungen der Preise internalisieren die Kosten zudem stärker nach dem Verursacherprinzip.

(E) Basierend auf einer angenommenen Umwandlungseffizienz von 55 Prozent und einem Konversionsfaktor von 0,04 Gigajoule/t Biomasse.^[17] Nicht berücksichtigt wird hingegen aufgrund der Vielzahl unterschiedlicher Produktionsverfahren der Energie- und Ressourcenbedarf für die Umwandlung von Biomasse in Kraftstoff.

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Fußnoten

(A) Im Rahmen dieses PtX Lab Facts werden nur kohlenstoffhaltige Grundchemikalien betrachtet. Ammoniak wird von der Betrachtung ausgeschlossen.

(B) Szenarien im Auftrag des VCI: Roadmap Chemie 2050 und C4C^{2, 10}, Szenario im Auftrag des BDI: Klimapfade 2.0⁹

(C) FT-Route: 123 GJ/t FT-Naphtha; MtX-Routen: MTO: 95,5 GJ/t; MTA: 176 GJ/t.¹⁰

(D) Co-Processing bezeichnet in diesem Zusammenhang das gleichzeitige Verarbeiten fossiler und erneuerbarer Rohstoffe in Raffinerien.

(E) Zusätzlich rechnen die meisten Szenarien damit, dass MtO-Routen bereits ab 2030, MtA-Routen jedoch erst nach 2035 am Markt vorhanden sein werden.²⁰ FT-Naphtha könnte schon ab 2030 allerdings zu höheren Kosten verfügbar sein.¹³ Möglicherweise finden sich, wenn FT-Naphtha als Nebenprodukt der FT-Kerosin-Synthese entsteht, dennoch Angebot und Nachfrage. Für FT-Kerosin regt die EU mit der Einführung der PtL-Subquote für Sustainable Aviation Fuels (SAF) innerhalb der ReFuelEUAviation einen Markt an.

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(27) Fleiter, T.; Rehfeldt, M.; Manz, P.; Neuwith, M.; Herbst, A.; Lotz, T.  Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland - Treibhausgasneutrale Szenarien 2045 - Industriesektor, Webinar Industrie; Fraunhofer ISI, 2022. www.langfristszenarien.de/enertile-explorer-wAssets/docs/LFSIII_Webinar16.11.2022_Industrie_final.pdf.

(28) Blaumeiser, D. Wasserstoff in der chemischen Industrie; Wasserstoff Kompass 2023. www.wasserstoff-kompass.de/fileadmin/user_upload/img/news-und-media/dokumente/Chemische_Industrie.pdf.

(29) Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie NWS 2023; BMWK, 2023. www.bmwk.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/fortschreibung-nationale-wasserstoffstrategie.pdf.

(30) Die Nationale Wasserstoffstrategie; BMWi, 2020. www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/die-nationale-wasserstoffstrategie.pdf.

(31) Evaluierungsbericht der Bundesregierung zum Kohlenstoffdioxid-Speicherungsgesetz (KSpG); Bundesregierung, 2022. www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Energiedaten/evaluierungsbericht-bundesregierung-kspg.html.

(32) European Commission, Directorare-General for Climate Action, Turnau, S.; Jaspers, D.; Marxen, A. et al. Identification and Analysis of Promising Carbon Capture and Utilisation Technologies, Including Their Regulatory Aspects -  Final Report.; Publications Office, 2019. https://data.europa.eu/doi/10.2834/348288.

(33) Nurdiawati, A.; Urban, F. Decarbonising the Refinery Sector: A Socio-Technical Analysis of Advanced Biofuels, Green Hydrogen and Carbon Capture and Storage Developments in Sweden. Energy Research & Social Science 2022, 84, 102358. https://doi.org/10.1016/j.erss.2021.102358.

(34) Kätelhön, A.; Meys, R.; Deutz, S.; Suh, S.; Bardow, A. Climate Change Mitigation Potential of Carbon Capture and Utilization in the Chemical Industry. Proc Natl Acad Sci U S A 2019, 116 (23), 11187-11194. https://doi.org/10.1073/pnas.1821029116.

Fußnoten

(A) Es wurde ein maximal verfügbares Potenzial an biogenen Rest-und Abfallstoffen von 48 Mt⁷ (Stroh, Holz, Gülle) und minimal von 6,4 Mt⁶ (Stroh, Holz) angenommen sowie ein Kohlenstoffgehalt der Biomasse von 50 Prozent und eine Prozesseffizienz von Biomasse zu Chemikalien von 36 Prozent⁷. Der gesamte Kohlenstoffbedarf der Basischemie wird 2045 mit 13,6 Mt prognostiziert und für die gesamte chemische Industrie in Deutschland mit 17,1 Mt.²¹

(B) Meng et al. 2023⁴ berechnet ein Potenzial für die Bedarfsreduktion durch R&S von 15,5 bis 24 Prozent des globalen Basischemikalienbedarfs. Mit den Annahmen aus dem Demand-Model des LC-NFAX-Szenarios von Meng et al. 2023 könnte der Kohlenstoffbedarf in Deutschland um ca. 2,4 Mt reduziert werden.

(C) Der Wasserstoff-Kompass erwartet bei 4.000 Volllaststunden und einem Elektrolysewirkungsgrad von 70 Prozent dass bei dem politischen Ziel von 10 GW Elektrolysekapazität in Deutschland bis 2030 entsprechend 28 TWh Wasserstoff in Deutschland erzeugt werden.