Wie in Kap.3.1 ausgeführt, macht
der Beitrag der elektrischen Energie zum globalen
Primärenergiebedarf z.Z. nur etwa 12% - 16% aus, je nach
dem, wie dieser Beitrag berechnet wird. Zukünftig, und
falls erneuerbare Energien die Hauptlast der
Energieversorgung übernehmen müssen, wird dieser Beitrag
erheblich ansteigen. Z.B. verlangt die deutsche Energiewende bis
2050 einen Beitrag von 50%. Ähnliches kann man weltweit
erwarten, wenn nach Erschöpfung der fossil biogenen
Energieträger nur noch Kernenergie und erneuerbare
Energien als Träger zur Verfügung stehen, die sich in
elektrische Energie wandeln lassen.
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Elektrische Energie kann
verlustfrei nur über supraleitende Kabel transportiert
werden. Erst seit Entdeckung von Materialien mit HTS (high
temperature superconducter) Eigenschaft ergibt sich
überhaupt diese Möglichkeit, die Technik ist aber so
aufwändig und die Kosten für Installation und Betrieb der
Leitung so hoch, dass sie bisher nur ein einziges Mal in
ein existierendes Stromnetz integriert wurde. Dies geschah
Anfang 2008, als die Firma Nexans
ein supraleitendes Kabel auf Long Island/USA verlegte.
Diese Leitung transportiert eine elektrische Leistung von
5 · 109 kWh a-1 bei einer
Gleichspannung von 138 kV, die Leitungslänge beträgt aber
nur 0.6 km. Dazu muss das Kabel in einer vakuumdichten,
flexiblen Röhre geführt und mit flüssigem Stickstoff
gekühlt werden. Aufgrund dieser Anforderungen muss man
davon ausgehen, dass die Leitung nur als Versuchsprojekt
geplant war und deshalb von der USamerikanischen Regierung
mit fast der Hälfte der Projektkosten gefördert wurde. Die
hohen Kosten verhindern die weltweite Einführung dieser
Technik, wenigstens bis zu den Zeiten, zu denen HTS
Materialien bei Umgebungstemperatur entdeckt sind.
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Mit normal leitenden Kabeln
ist die elektrische Energie, wie in Energie2 beschrieben, nur beschränkt transportierbar. Der
Transport über große Entfernungen ist nur mit der Hochspannung-Gleichstrom-Übertragung(HGÜ)
möglich. Zur Zeit besitzt die längste derartige Leitung eine Länge von
2071 km und überträgt eine Leistung von 6.4 GW bei einer
Gleichspannung von 1.6 MV. Eine ähnliche Leitung würde
ausreichen, um die Wüsten in Nordafrika elektrisch an
die südlichen Länder in Europa anzuschließen. In der
Tat gab es einmal Pläne
für ein derartiges Projekt, aber die haben sich wohl
erledigt, nachdem die Fa. Desertec gescheitert
ist1). Auf der anderen Seite sind mit
derartigen Kabeln die nordeuropäischen Länder (insbesondere Norwegen) an
Zentraleuropa angebunden.
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Verlustfreier Transport elektrischer
Energie über Kabel ist z.Z.
unmöglich, das wird auch in
näherer
Zukunft unmöglich sein, und die Höhe der
Verluste hängt
von der Länge des
Kabels ab. Dies sollte
bedacht werden, wenn man
die Versorgung mit elektrischer Energie aus erneuerbaren
Quellen untersucht und dabei auf weitere Probleme stößt:
- Eine Vielzahl dieser Energieträger (Solarenergie,
Windenergie) ist fluktuierend und daher ungeeignet zur
Übernahme der Grundlast.
- Zur Übernahme der Grundlast sind nur wenige
erneuerbare Energieträger geeignet (hauptsächlich
Bioenergie, eingeschränkt Wasserenergie).
Eine ausreichende Deckung der Grundlast ist höchst
wahrscheinlich nur möglich, wenn die Energie aus
fluktuierenden Energieträgern für eine gewisse Zeit
(maximal für ein halbes Jahr) gespeichert werden kann.
Nach den Untersuchungen in Energie2 kommt dafür eigentlich nur die
Wasserstofftechnologie in
Frage.
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Um die Verwendbarkeit einer
Technologie zum Zwecke der Energiespeicherung beurteilen
zu können, sollten folgende Kriterien untersucht bzw.
erfüllt werden:
- Speicher Ein- und Ausgangswirkungsgrad,
- Energiedichte des Speichers,
- praktisch unbeschränkte Speicherdauer,
- praktisch unbeschränkte Lade- und Entladezyklen der
Speichers,
- Transportfähigkeit der gespeicherten Energie über
große Distanzen,
- Kosten und Materialbedarf des Speichers.
In Bezug auf den Punkt 1 ist vor kurzem ein Artikel
erschienen, der die Anwendbarkeit der
Wasserstofftechnologie in Frage stellt. Allerdings sollte
gleich einschränkend bemerkt werden, dass sich diese
Untersuchung allein auf den Sektor Mobilität beschränkt,
und zwar in Rahmen eines Vergleichs mit der Alternative,
die elektrische Energie direkt zu speichern, etwa in
Akkumulatoren oder Kondensatoren. Alle anderen Punkte, die
oben angeführt werden, blieben unberücksichtigt. Und auf
neuere Entwicklungen bei der Nutzung elektrischer Energie
im Sektor Mobilität werden wir in einem späteren Kapitel zurückkommen. Aber
selbst unter dieser Einschränkung bietet der erwähnte
Artikel interessante Aspekte in Bezug auf verschiedene
Speichertechnologien, deswegen soll hier darauf
eingegangen werden.
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Um sofort einem
Missverständnis vorzubeugen: Sowohl die
Wasserstofftechnologie wie auch Akkumulatoren
benutzen zur Speicherung die chemische Energie, nur Kondensatoren
speichern direkt elektrische Energie2).
Insofern beinhaltet der Zweig "Alternative" in der
Abbildung unten verschiedene Technologien, obwohl er (wie
in dem Original) in einer einzigen Farbe gehalten ist.
Akkumulatoren und Kondensatoren stimmen allein darin
überein, dass zum Füllen und Entleeren des Speichers
dasselbe Modul verwendet wird, während bei der
Wasserstofftechnologie die Füllung in einer
Elektrolysezelle, die Entleerung in einer Brennstoffzelle
erfolgt.
Wendet man die Produktregel
auf die in der Abbildung rechts gezeigten
Wirkungsgrade an, so besitzt die
Wasserstofftechnologie im Sektor Mobilität einen
Gesamtwirkungsgrad = = 0.23 bzw.
0.19, abhängig davon, ob der Wasserstoff (allein
dieser muss gespeichert werden) verdichtet oder
verflüssigt wird. Dagegen hätte die Verwendung von
Akkumulatoren oder Kondensatoren einen
Gesamtwirkungsgrad von = =
0.69, wäre also mindestens 3mal effizienter und
damit auch nachhaltiger.
Leider macht der Artikel
keine Aussagen darüber, mithilfe welcher
Akkumulatoren oder Kondensatoren sich dieser
Wirkungsgrad erzielen lässt, und wie die totale
Energiebilanz aussieht, wenn auch Herstellung und
Verschleiß der Speichermodule berücksichtigt
werden. |
![](3-8-01.gif)
Verschiedene
Technologien zur Speicherung von elektrischer
Energie in Sektor Mobilität. Jede Stufe der
Prozesskette ist durch ihren eigenen
Wirkungsgrad gekennzeichnet.
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- Akkumulatoren
(siehe hierzu auch
Kap. 5.5)
Der gängige Speicher im Sektor
Mobilität ist der Lithium-Ionen-Akkumulator.
Er wird sowohl in den Hybrid-Fahrzeugen (HEV, z.B . Toyota "Prius")
wie auch in Voll-Fahrzeugen (EV, z.B. Tesla "Model 3")
verwendet. Der Lithium-Ionen-Akkumulator hat eine maximale
Energiedichte3) von 0.1 kWh/kg, verglichen mit
der Energiedichte von 0.03 kWh/kg eines gewöhnlichen
Blei-Akkumulators. Allerdings ist die Lebensdauer des
Lithium-Ionen-Akkumulators äußerst gering, falls er
mehrmals hintereinander vollständig aufgeladen und
entladen wird. Dann besitzt z.B. der Akkumulator des Tesla
"Model 3" nur eine Lebensdauer von ca. 400
Lade/Entladezyklen. Und Toyota kann die Garantiezeit von 5
Jahren auf seinen Hybridantrieb nur dadurch gewähren, dass
elektronisch sicher gestellt wird, dass der Ladezustand
des Akkumulators nur im Bereich 60%...85% der
Vollkapazität variiert. Damit erreicht der Toyota "Prius"
im Normalbetrieb einen Benzinverbrauch
von unter 5.5 l Super pro 100 km (je nach Fahrweise), er
ist also eine "sparsamer" PKW. Falls aber nach 5
Jahren tatsächlich der Lithium-Ionen-Akkumulator
ausgetauscht werden muss, sind alle Spareffekte bezüglich
Kosten und Energie höchst wahrscheinlich verloren.
Auf der anderen Seite scheint ein anderer Nachteil des
Lithium-Ionen-Akkumulators langsam an Bedeutung zu
verlieren: Der hohe Produktionspreis.
Während dieser im Jahr 2005 im Mittel noch bei ca. 1500
USD/kWh lag, hatte er sich bis 2015 auf 1/3 reduziert. Und
eine weitere Reduktion auf bis zu <200 USD/kWh bis 2030
erscheint möglich. Ein Lithium-Ionen-Akkumulator mit einer
Speicherkapazität von 20 kWh ( Nissan LEAF) würde dann -
nach heutigen Preisen - nur noch 4000 € kosten, was aber
immerhin noch etwa 17% des PKW-Preises ausmacht.
Über die neuesten (2017) Entwicklungen in Sachen des
Lithium-Ionen-Akkumulators wird hier
(allerdings in englisch) berichtet. Demnach hat sich der
Preis für Li2CO3 allein im Jahr 2016
wieder vervierfacht auf über 14000 USD/t, wahrscheinlich
aufgrund der Ankündigung mehrerer europäischer Regierungen
(Großbritannien und Frankreich), ab 2040 nur noch den
Verkauf von Elektroautos (EV) zuzulassen. In Indien sollen
schon ab 2030 nur noch EVs zugelassen werden, in
Norwegen schon ab 2025. Und eine andere Entwicklung erhöht
die Nachfrage nach Lithium noch weiter: Der Zwang, die Fluktuationen erneuerbarer
Energien mittels Zwischenspeicherung zu glätten.
Dies ist besonders dringlich in Australien, wo die Provinz
South Australia(SA) Ende 2016 für etwa 8 h einen Totalausfall des
Elektrizitätsnetzes (blackout) erlebte. Daraufhin
hat E. Musk angeboten, einen existierenden Windpark
innerhalb von 100 Tagen mit einem
Lithium-Ionen-Akkumulator auszustatten,
der 129 MWh Speicherkapazität und eine Leistung von 100 MW
besitzt, und als "größte Batterie der Welt" bezeichnet
wird. Wird das aber ausreichen? SA hat einen Elektrizitätsbedarf
von ca. 1800 MW. Mit dieser "Batterie" könnten also für
1.29 h nur ca. 5.6% das tatsächlichen Bedarfs gedeckt
werden - ein enttäuschendes Ergebnis, zumal über die
gesamte Periode des blackouts nur noch 0.9% gedeckt
werden könnten. Dies entspricht etwa dem Bedarf von 30000
Haushalten, und mit dieser Zahl versucht E. Musk sein
Angebot anzupreisen, obwohl nur ca. 4.5% aller
Haushalte davon betroffen sind und die viel
dramatischeren Folgen eines blackouts (Ausfall der
Infrastruktur und der Wirtschaft) nicht vermieden werden.
Nicht berücksichtigt sind die hohen Kosten (USD/kWh), die
ein derartiger "Batteriespeicher" verursacht. Und langsam
wird den Medien auch klar, welche hohen Umweltbelastungen
der Bau und die Entsorgung von
Lithium-Ionen-Akkumulatoren verursachen. Ich bringe daher
dieses Beispiel auch nur zur Rechtfertigung meiner
Einschätzung, dass sich derartige Systeme nicht zur
Energiespeicherung, insbesondere im Sektor
Energieversorgung, eignen.
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Normalerweise haben Kondensatoren eine zu geringe
Energiedichte, um als Energiequelle in einem Kraftfahrzeug
eingesetzt zu werden. Seit kurzem erscheinen allerdings
Meldungen im Internet, nach denen die USamerikanische
Firma EEstor
einen Kondensator mit einer Energiedichte von 0.35 kWh/kg
entwickelt hat, die fast 4mal größer ist als die eines
Lithium-Ionen-Akkumulators, und welcher daher ohne
Probleme dessen Stellung in der Fahrzeugtechnik übernehmen
könnte.
Die Firma EEStor besitzt keine eigene Homepage im
Internet, mit deren Hilfe sich diese Meldungen
verifizieren ließen. Das Patent,
welches die Neuentwicklung beschreibt, ist aber
veröffentlicht. Demnach besitzt der Kondensator eine
Kapazität von 31 Farad und arbeitet mit einer Spannung von
3500 V, was einer gespeicherten Gesamtenergie von 52.8 kWh
entspricht. Die Ladezeit beträgt nur 5 min. Das bedeutet,
dass während des Ladevorgangs ein mittlerer Strom von mehr
als 360 A fließen müsste. In einem Zuleitungskabel würde
dieser Strom bereits eine thermische Verlustleistung von
fast 6 · 106 kWh a-1 erzeugen, das
Kabel müsste einen Gleichstromwiderstand von ca. 15 Ohm
besitzen und würde während des Ladevorgangs höchst
wahrscheinlich schmelzen.
Diese Zahlen sind so abenteuerlich, dass man erst einmal
abwarten sollte, ob sich die angekündigten
Kondensatoreigenschaften in der Praxis als realistisch
erweisen. Der Prototyp eines Elektroautos, das von dieser
Energiequelle angetrieben wird, ist für 2008 angekündigt4).
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Die Nachteile des Wasserstoffs innerhalb einer
Energieversorgung wurden in Energie2
nur allzu deutlich:
- Wasserstoff ist kein primärer Energieträger.
- Zur Zeit existiert kein praktikables Verfahren, um
Wasserstoff direkt mithilfe der Solarenergie (dem
Hauptträger erneuerbarer Energien) herzustellen.
- Wasserstoff ist unter
Normalbedingungen
immer gasförmig.
In Bezug auf den 2. Punkt gibt es jedoch neue
Entwicklungen, welche in diesen Übersichtsartikel
zusammengefasst sind. In den meisten Fällen handelt es
sich hierbei noch um Forschungsprojekte. Bereits auf dem
Markt ist aber ein Produkt der USamerikanischen Firma Nanoptek, welche auf
ihrer homepage behauptet, dieses könne Wasser mithilfe der
Solarstrahlung katalytisch direkt in Wasserstoff und
Sauerstoff spalten. Der Katalysator ist Titaniumdioxid und
ausreichend in der Natur vorhanden. Über den Nutzungsgrad
und die Kosten dieses Verfahrens liegen keine
Informationen vor. Auch ist nicht bekannt, wie der
Wasserstoff unmittelbar nach seiner Herstellung vom
Sauerstoff getrennt wird. Es ist also noch zu früh für ein
Urteil, ob dieses Verfahren mit der Fotovoltaik
oder thermischen
Solarkonzentratoren konkurrieren kann oder sie
eventuell sogar ersetzt. Davon bleibt der Wert des
Wasserstoffs als Speichermedium für Energie aber
unberührt.
Sieht man von der speziellen Anwendung im Sektor Mobilität
ab (bei der Wandlungskette Elektrolyse & Brennstoffzelle ist
sowohl vor wie nach der Speicherung elektrische Energie
verfügbar), so besitzt die Wasserstofftechnologie gemäß
der obigen Abbildung einen Speicherwirkungsgrad von
= 0.75 · 0.50 = 0.375. Dieser Wert ist nur unwesentlich
geringer als der, den ich in meinen Abschätzungen benutze.
Er vernachlässigt alle Transportverluste und geht davon
aus, dass in einer zukünftigen Energieversorgung der
Wasserstoff durch Rohrleitungen transportiert und in
unterirdischen Hohlräumen unter Normalbedingungen
gespeichert werden kann. Werden auch die anderen Punkte in
der Liste am Anfang dieses Kapitels berücksichtigt, so
erscheint die Wasserstofftechnologie auch weiterhin am
besten geeignet, die notwendigen
Speicherkapazitäten bereitzustellen.
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Die Automobilindustrie hatte
2010 die Entwicklung einer
Wasserstoff-Brennstoffzelle praktisch aufgegeben
und optierte für die Entwicklung von Elektroautos auf der
Basis von Akkumulatoren (siehe Kap. 5.5). Die Gründe lagen
in den offensichtlichen Nachteilen einer Brennstoffzelle,
nämlich dass
- das Problem der Wasserstoffspeicherung in einem
Kraftfahrzeug nicht gelöst ist,
- die Produktion von Brennstoffzellen sehr teuer und
ihre Lebensdauer zu beschränkt war.
Diese Einstellung hat sich inzwischen geändert, denn neben
der eMobilität besteht jetzt das Problem, die
fluktuierende Energie aus Fotovoltaik- und
Windkraftanlagen zu speichern, die z.B. das Rückgrat
des deutschen
Energiekonzepts sind. Der wesentliche Unterschied:
Im letzten Fall werden keine mobilen Speicher für
Wasserstoff benötigt. Aber die Rückwandlung in elektrische
Energie benötigt weiterhin die Brennstoffzelle.
Die Erforschung der Brennstoffzellen ist nicht stehen
geblieben, einen Überblick zum heutigen(2020) Stand findet
sich in dieser Liste. Die Position 1 (PEMFC) ist
das Gegenstück zur PEM
Elektrolysezelle mit der Aussicht, dass (analog zum
Akkumulator) beide Wandlungstechnologien in einem Gerät
vereint werden können. Die Position 2 (GMFC) beschreibt
die Brennstoffzelle für Methanol (CH3OH), d.h.
der Wasserstoff ist an Kohlenstoff gebunden und Methanol
ist leicht speicherbar, da flüssig unter
Normalbedingungen. Der Nachteil ist, dass diese
Brennstoffzelle CO2 emittiert. Für unser Klima
verträglicher wäre die Bindung an Stickstoff (NH3),
aber dann würden sofort gesundheitliche Folgeschäden ins
Spiel gebracht. Außerdem sind derartige Brennstoffzellen noch nicht
marktreif.
Marktreif sind dagegen Brennstoffzellen auf Methanolbasis, von Interesse auch
für die eMobilität. Zum Beispiel werden sie von der
deutschen Firma SFC
(Smart Fuel Cell) angeboten. Die Webseite enthält keine
Angaben zu den Kosten und der Lebensdauer. Da als
Katalysator das Edelmetall Platin verwendet wird, muss man
wohl mit hohen Kosten rechnen. Außerdem besitzt die größte
dieser Brennstoffzellen eine Leistung von nur 584 kWh a-1
(ein "economy car" bringt heute etwa eine Leistung von 6 ·
105 kWh a-1 auf die Räder, das ist
ca. 1000mal mehr) und der Nutzungsgrad der Zelle beträgt
nur 0.11. Aber die technischen
Möglichkeiten sind damit sicherlich nicht ausgeschöpft.
Aus den MIT-Laboratorien wird von der Entwicklung eines
Polymerkatalysators berichtet,
welcher die Methanolbrennstoffzelle billiger macht und mit
einem größeren Nutzungsgrad versieht.
|
Ich
möchte noch einmal auf die Möglichkeiten zurück
kommen, H2 an C oder N zu binden.
Einfache Verbindungen, wie z.B. Methan (CH4)
oder Ammoniak (NH3) sind unter
Normalbedingungen gasförmig (siehe Tabelle auf der
rechten Seite). Trotz des geringeren Heizwerts
scheint Ammoniak das geeignetere Speichermedium zu
sein, denn es vollzieht unter Normaldruck bereits
bei - 33oC den Übergang zur flüssigen
Phase. Bei 20oC geschieht dieser
Übergang bei einem Druck von nur 9 bar. Dies
scheint besonders dann attraktiv, wenn der
Akkumulator wegen seiner geringen Energiedichte
(siehe oben) keine wirkliche Option darstellt, wie
z.B. im Flugverkehr.
|
|
Bildung
|
kalte
Verbrennung
|
Siedepunkt
|
Heizwert
|
CH4
|
CO2 +
4H2 -->
CH4 + 2H2O
(Sabatier)
|
CH4 + O2
-->
CO2 + 2H2O
|
- 162 oC |
13.95
kWh kg-1
|
NH3
|
N2 +
3H2 -->
2NH3
(Haber-Bosch)
|
4NH3 +
3O2 -->
2N2 + 6H2O
|
- 33 oC |
6.26
kWh kg-1
|
Der Sabatier-Prozess verläuft bei hohen Druck und
Temperaturen und Anwesenheit eines
Ni-Katalysators.
Der Haber-Bosch-Prozess verläuft bei hohen Druck
und Temperaturen und Anwesenheit eines
Fe-Katalysators.
|
|
Der Gesamtwirkungsgrad für die Synthese von Ammoniak
ergibt sich aus dem der Elektrolyse ( = 0.75) und dem
des Haber-Bosch Prozesses (![](../ya.gif) = 0.55)
zu =
0.41. Mir sind, wie bereits gesagt, nichts über Pläne zu
einer direkten Wiederverstromung von Ammoniak bekannt,
insbesondere auch nichts über eine Brennstoffzelle auf der
Basis von Ammoniak (kalte Verbrennung). Auf der anderen
Seite ist Ammoniak als Treibstoff (heiße Verbrennung) im
Bereich Mobilität seit längerem bekannt.
In Belgien wurden während
des 2. Weltkriegs die Busse mit Ammoniak betrieben.
In New Orleans fuhren bereits 1872 die Straßenbahnen mit
Ammoniak.
Im Jahr 1981 wurde der Motor eines Chevrolet Impala so
modifiziert, dass er mit Ammoniak lief.
Seit 2007 beschäftigt sich das Ocean
Energy Institute mit dem Projekt, mithilfe von
off-shore Windkraftanlagen und der Elektrolyse von
Meerwasser nach dem Haber-Bosch-Prozess Ammoniak zu
erzeugen und auf diese Weise die USA von ihrer
Erdölabhängigkeit zu befreien.5) Dies wäre eine
Alternative zu dem heute noch üblichen Elektroauto mit
Akkumulator. Es existiert aber auch die indirekte Möglichkeit, das gespeicherte
Ammoniak katalytisch zurück in Wasserstoff und Stickstoff
zu spalten und Wasserstoff in einer Brennstoffzelle (siehe
oben) zu verstromen.
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Es wird schon seit einiger Zeit darüber nachgedacht,
Methan als Speichermedium für die zeitlich stark
schwankende Energie aus Wind- und Solarkraftwerken
einzusetzen. Das hätte den großen Vorteil, dass dieses
Methan in das existierende europäische Verbundnetz der
Erdgasversorgung eingespeist werden könnte. Aus der
elektrischen Energie müsste zunächst mithilfe der
Elektrolyse ( = 0.75) Wasserstoff erzeugt werden, mithilfe
des Sabatier Prozesses (![](../ya.gif) = 0.5) dann
Methan. Der Gesamtwirkungsgrad dieser Speichertechnik ist
also = 0.38. Das ist sicherlich nicht
überwältigend, zumal auch nicht der Wirkungsgrad der
Wiederverstromung berücksichtigt ist. Der Vorteil ist
allein: Die sonst nutzlose Wind-/Solarenergie wird nach
Zwischenspeicherung wieder nutzbar unter Verwendung von
existierenden Technologien.
Falls die Wiederverstromung nicht gewünscht wird, kann das
Methan auch in flüssige Kohlenwasserstoffe umgewandelt
werden. Diese, GtL genannte Technik (GtL = gas-to-liquids)
basiert im Prinzip auf dem altbekannten Fischer-Tropsch
Verfahren. Da diese Technik für die Nutzung von Erdgas (CH4)
von viel größerer Bedeutung ist, soll sie in einem Extrakapitel behandelt
werden.
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