Raffinerien spielen eine bedeutende Rolle in der Energieversorgung Deutschlands. Sie versorgen den Bereich Verkehr (Pkw/Lkw, Luftfahrt und Schifffahrt) nahezu vollständig mit Kraftstoffen sowie einen bedeutenden Teil des Wärmemarktes mit Heizöl. Diese Mineralölprodukte zur energetischen Verwendung machen rund 80 Prozent der heutigen Raffinerieprodukte aus. Die übrigen 20 Prozent entfallen auf Mineralölerzeugnisse für die chemisch-pharmazeutische Industrie sowie wichtige Einsatzstoffe zur Herstellung von Konsumgütern und Produkten des täglichen Lebens.

Die Mineralölindustrie in Deutschland und Europa hat begonnen, ihre Geschäftsmodelle umzubauen. Denn die bei der Verwendung und Verarbeitung von Mineralölprodukten entstehenden Treibhausgasemissionen müssen zum Erreichen der Klimaschutzziele schnell und drastisch reduziert werden. Für Raffinerien bedeutet dies einen kompletten Wandel ihrer Rohstoffbasis sowie der Produktionsprozesse.

Neben dem Einstieg in das Geschäft mit CO₂-neutralem Wasserstoff ist die Herstellung treibhausgasneutraler Rohstoffe sowie biogener und vor allem synthetischer Kraftstoffe ein wichtiger Teil künftiger Aktivitäten von Raffinieren. Dieser Umstieg erfordert europaweit Investitionen im dreistelligen Milliardenbereich.

Die Raffinerie von morgen wird sich deutlich von den heutigen Anlagen unterscheiden. Schrittweise wird fossiles Rohöl durch erneuerbare Rohstoffe ersetzt – mit dem Ziel, in wachsendem Umfang treibhausgasarme Produkte herzustellen. Zu den neuen Ressourcen zählen Biomasse, Rest- und Abfallstoffe sowie die Nutzung von CO2 als Rohstoff und für viele Prozesse CO2-neutraler Wasserstoff.

Schon heute sind die deutschen Raffinerien wesentlicher Bestandteil industrieller Wertschöpfungsketten. Sie können auch in Zukunft zu einer branchenübergreifenden Zusammenarbeit beitragen, in deren Mittelpunkt die Entwicklung und Anwendung CO2-armer Technologien stehen. Über die Kraftstoffversorgung hinaus liefern die Raffinerien mehr als 70 Prozent der Grundstoffe für die organische chemische Industrie.

Vernetzte Strukturen wie die Chemiedreiecke in Bayern (Raffineriestandort Burghausen), in Mitteldeutschland (Raffineriestandort Leuna) oder im Rhein-Ruhrgebiet (Raffineriestandorte Gelsenkirchen/Marl und Köln/Wesseling) zeigen beispielhaft die wichtige Rolle der Raffinerien für die industriellen Wertschöpfungsketten. Der Aufbau von Wasserstoff-Netzen zur Versorgung dieser Industrien ist eine wichtige Aufgabe für die kommenden Jahre.

Um Investitionen in Anlagen zur Wasserstoff-Elektrolyse auszulösen, ist eine zügige und pragmatische Umsetzung des delegierten Rechtsaktes zum Strombezug von Elektrolyseuren (Art. 27 RED II) notwendig.

Nach Einschätzung vieler Experten werden zudem Quotenvorgaben möglicherweise nicht dazu ausreichen, die erforderlichen Milliardeninvestitionen in Wasserstoff und PtX-Produkte auszulösen. Daher sind zusätzlich Ausschreibungen für PtX-Mengen über einen längeren Zeitraum unterstützend notwendig, wie sie zum Beispiel im „H2-Global“ Fördermechanismus vorgesehen sind. Wenn dabei vor allem Mengen an klimaneutralen Vorprodukten wie grünes Methanol oder synthetisches Rohöl ausgeschrieben werden, die dann in Deutschland in Raffinerien oder der chemischen Industrie weiterverarbeitet werden, kann gleichzeitig Wertschöpfung in Deutschland gehalten werden.

Wenn durch geeignete Maßnahmen im Industrie-, Verkehrs- und Wärmesektor ein Markthochlauf erneuerbarer Kohlenwasserstoffe gelingen würde, wäre das für den Erfolg der Wasserstoff-Initiativen auf deutscher und europäischer Ebene auch industriepolitisch für den Export überaus relevant. Durch die entstehenden neuen Märkte für klimaneutralen Wasserstoff sowie dessen Folgeprodukte wie synthetische Kraftstoffe könnte der Maschinen- und Anlagenbau in Deutschland seine Technologieführerschaft in diesem Bereich ausbauen und damit eine führende Rolle auf dem Weltmarkt einnehmen.

In einer Initiative von 34 Unternehmen und Verbänden unterstützt en2x einen Vorschlag an die Bundesregierung, mit einem 1-GW Starterprogramm einen schnellen Wasserstoff-Hochlauf in Deutschland zu ermöglichen.

Download: Positionspapier zum 1-GW Starterprogramm für die deutsche H₂-Wertschöpfungskette.

Diese Transformation ganzer Industriezweige erfordert hohe Investitionen über mehrere Jahrzehnte. Dafür ist ein politischer Rahmen notwendig, der für Investoren Planungs- und Investitionssicherheit gewährleistet. Raffinerien stehen als Teil eines internationalen Marktsystems unter hohem Wettbewerbsdruck und sind damit besonders Carbon-Leakage-gefährdet. Perspektivisch nimmt diese Gefahr durch ansteigende Kosten des EU-Emissionshandels infolge der abschmelzenden freien Zuteilung und Strompreiskompensation erheblich zu.

Um die Wettbewerbsfähigkeit der Raffinerien zu erhalten und die Transformation zu ermöglichen, müssen bestehende Entlastungen von strommarktbedingten Umlagen sowie der Carbon-Leakage-Schutz im Emissionshandel langfristig weiterentwickelt werden, solange ein globales Level Playing Field bei den Umwelt- und Klimaschutzanforderungen nicht erreicht ist.

Beim schrittweisen Übergang von fossilen zu alternativen Rohstoffen und zur Stärkung der Kreislaufwirtschaft sollte im Rahmen der nationalen Umsetzung der Renewable Energy Directive (RED) das Co-Processing als eine Schlüsseltechnologie zum ökologischen Umbau von Raffinerien und Kraftstoffmarkt anerkannt werden. Co-Processing bedeutet, dass im Raffinerieprozess fossile und alternative Rohstoffe gemeinsam verarbeitet werden. Dies ist insgesamt kostengünstiger, als wenn komplett neue Verarbeitungsanlagen nur für alternative Rohstoffe gebaut werden müssen.

Derzeit lässt das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) die Anrechnung der Mitverarbeitung biogener Rohstoffe auf die Treibhausgasminderungsverpflichtungen nicht zu. Lediglich Co-Processing von Rohstoffen nicht biogenen Ursprungs, wie etwa von CO2-neutralem Wasserstoff aus der Elektrolyse und von synthetischem Rohöl, kann auf die Verpflichtungen angerechnet werden. Technisch möglich wäre aber auch die Mitverarbeitung einer Vielfalt erneuerbarer biogener Rest- und Abfallstoffe zu klimaschonenden Kraftstoffen. Da die biogenen Einsatzstoffe aber teurer sind als Rohöl, ist ihre Mitverarbeitung nur dann rentabel, wenn ihre Anteile auch auf die Verpflichtung der Mineralölindustrie zur Treibhausgasminderung angerechnet werden dürfen, was das BImSchG derzeit ausschließt.

Da in vielen EU-Ländern das Co-Processing biogener Rohstoffe im Raffinerieprozess auf die Verpflichtung der Kraftstoffanbieter angerechnet werden darf, bedeutet dies zudem für die deutschen Raffinerien einen Wettbewerbsnachteil im Vergleich zu Raffinerien in anderen EU-Staaten. Es kann sogar dazu kommen, dass biogene Rest- und Abfallstoffe mitverarbeitet werden, die so hergestellten Produkte aber exportiert werden, da sie in anderen Ländern auf die Quotenverpflichtungen angerechnet werden können.