Fischer-Tropsch-synthese

In 1925 voerden twee chemici van het Kaiser Wilhelm Institut für Kohlenforschung in Mülheim, Duitsland, een experiment uit met een kobalt-ijzerkatalysator, waterstof en koolmonoxide, en produceerden zo een kleine hoeveelheid vloeibare koolwaterstoffen. Hun namen waren Franz Fischer en Hans Tropsch. Hun proces deed iets dat destijds bijna magisch leek: het maakte vloeibare brandstof uit een gas, zonder enige inbreng van ruwe olie.

De chemie was ongeveer een decennium lang een curiositeit. Toen werd het geopolitiek.

Nazi-Duitsland, afgesloten van de wereldwijde oliemarkten en afhankelijk van binnenlandse steenkool, schaalde het Fischer-Tropsch-proces op naar negen installaties en bereikte tijdens de Tweede Wereldoorlog een piekproductie van ongeveer 600.000 ton per jaar aan synthetische brandstoffen. De kolen werden vergast tot synthesegas; het synthesegas werd naar Fischer-Tropsch-reactoren gevoerd; de resulterende koolwaterstofverdeling werd opgewerkt tot benzine, diesel en smeerolie. De installaties waren strategische doelwitten. Verschillende werden in de laatste oorlogsjaren gebombardeerd.

Het proces had daar moeten eindigen. Dat gebeurde niet.

In 1955 nam de South African Coal, Oil and Gas Corporation (Sasol) de eerste installatie in gebruik van wat de grootste Fischer-Tropsch-faciliteit ooit gebouwd zou worden. Zuid-Afrika kreeg onder de apartheid door de jaren 60, 70 en 80 te maken met steeds strengere oliesancties. Sasol reageerde door coal-to-liquids-capaciteit op industriële schaal uit te bouwen. Sasol Synfuels in Secunda, in twee fasen in 1980 en 1982 in gebruik genomen, is zes decennia na de start van de bouw nog altijd het grootste Fischer-Tropsch-complex ter wereld. De installatie draait nog steeds, is nog steeds winstgevend en is nog steeds gebaseerd op de chemie die Fischer en Tropsch in 1925 demonstreerden.

In de jaren 90 en 2000 keerde Fischer-Tropsch voor de derde keer terug, met een andere drijfveer. Goedkoop, gestrand aardgas, vooral in het Midden-Oosten, werd afgefakkeld omdat er geen economische manier was om het te gelde te maken. Shell bouwde Bintulu in Maleisië (1993) en het veel grotere Pearl GTL in Qatar (2011), die beide aardgas via synthesegas omzetten in hoogwaardige vloeibare producten. Pearl, met 140.000 vaten per dag, is de grootste gas-to-liquids-faciliteit ter wereld. De economics klopten omdat het gas aan de bron vrijwel niets kostte.

En nu, halverwege de jaren 2020, keert Fischer-Tropsch voor de vierde keer terug. Deze keer is decarbonisatie de drijfveer. Luchtvaart kan niet op batterijen draaien. Waterstof-brandstofcelvliegtuigen blijven experimenteel. De luchtvaartsector heeft een vloeibare brandstof nodig die chemisch identiek is aan de huidige kerosine, maar geproduceerd zonder fossiele koolstof. Fischer-Tropsch, gevoed met groene waterstof en afgevangen CO₂, is een van de meest geloofwaardige routes om precies dat te bereiken. Verschillende grote Power-to-Liquid-projecten, waaronder HIF Global in Chili, Norsk e-Fuel in Noorwegen en andere in Duitsland, Nederland, de Verenigde Staten en Saoedi-Arabië, kiezen Fischer-Tropsch als kernstap van de synthese.

Er tekent zich een patroon af over deze vier tijdperken. Fischer-Tropsch keert steeds terug wanneer de wereld vloeibare brandstoffen nodig heeft en ruwe olie om een of andere reden geen optie is. In de jaren 40 was de reden geopolitieke isolatie. In de jaren 80 waren het sancties. In de jaren 2000 ging het om het benutten van gestrand gas. Vandaag is het decarbonisatie. De drijfveren veranderen. De chemie blijft hetzelfde.

Dit is het centrale inzicht om mee te nemen door de rest van deze pagina. Fischer-Tropsch is niet nieuw. Het is de meest grondig doorontwikkelde, meest uitgebreid toegepaste en meest operationeel bewezen syntheseroute van synthesegas naar vloeibare brandstoffen in de industriële geschiedenis. Wat nieuw is, is het synthesegas. De uitdaging van moderne Fischer-Tropsch-projecten zit niet in de Fischer-Tropsch-stap zelf. Ze zit in de keten die deze stap voedt.

Twee metalen domineren commerciële Fischer-Tropsch-synthese. IJzer is het werkpaard van het coal-to-liquids-tijdperk. Kobalt is het werkpaard van het gas-to-liquids-tijdperk. De keuze is niet academisch. Ze bepaalt bedrijfscondities, productslate, reactorontwerp, vereisten voor downstream opwerking en integratie met de bovenstroomse synthesegasbron. Een groen Fischer-Tropsch-project dat de verkeerde katalysator kiest, legt zich in feite vast op enkele miljarden euro's aan suboptimale kapitaalinvestering.

IJzerkatalysatoren werken bij hogere temperaturen (doorgaans 300 tot 350°C) en zijn tolerant voor verontreinigingen zoals zwavel en CO₂. Ze zijn goedkoop. Ze katalyseren de water-gasshiftreactie actief tegelijk met de Fischer-Tropsch-reactie, waardoor ze synthesegas met een lage H₂/CO-verhouding (~1,7) kunnen verwerken en de verhouding intern bijsturen. Dit maakte ze een natuurlijke keuze voor uit steenkool gewonnen synthesegas, dat waterstofarm is. De productslate van ijzer-Fischer-Tropsch verschuift naar lichtere koolwaterstoffen, meer olefines en meer zuurstofverbindingen. Sasols installaties draaien op ijzer.

Kobaltkatalysatoren werken bij lagere temperaturen (doorgaans 200 tot 240°C) en zijn selectiever voor langketenige paraffines, met zeer beperkte bijproductvorming. Ze zijn per gram katalysator actiever dan ijzer, wat kleinere reactoren oplevert bij een gelijke doorzet. Ze vereisen een hogere H₂/CO-verhouding in de voeding (~2,1) en katalyseren de water-gasshift niet, wat betekent dat het synthesegas bovenstrooms geconditioneerd moet worden. Ze zijn intolerant voor zwavel, die vrijwel volledig verwijderd moet worden voordat het gas de reactor bereikt. Ze zijn duurder. Shells GTL-installaties draaien op kobalt.

De keuze van katalysator is op het hoogste niveau een keuze van productslate. IJzergebaseerde hoge-temperatuur Fischer-Tropsch (HTFT) levert een verdeling gecentreerd rond koolwaterstoffen in het benzinebereik, met een aanzienlijk aandeel lichte olefines (ethyleen, propyleen) die waardevolle chemische tussenproducten kunnen zijn. Kobaltgebaseerde lage-temperatuur Fischer-Tropsch (LTFT) levert een verdeling gecentreerd op zware wassen, die vervolgens downstream gehydrokraakt worden tot een schone middendestillaatslate van kerosine, diesel en nafta. Voor projecten gericht op duurzame luchtvaartbrandstof is LTFT met kobalt de dominante keuze in moderne Power-to-Liquid-ontwerpen, omdat de zware-wasroute na opwerking een bijzonder schone kerosinefractie oplevert.

De twee architecturen zijn niet gelijkwaardig. Ze bedienen verschillende markten. Moderne projecten maken de katalysatorkeuze vroeg, en de rest van de installatie volgt daaruit.

De Fischer-Tropsch-stap zelf is, in een moderne Power-to-Liquid-installatie, in essentie dezelfde als de Fischer-Tropsch-stap in een GTL-installatie uit de jaren 90 of een CTL-installatie uit de jaren 80. De katalysatoren behoren tot dezelfde families. De reactoren zijn vergelijkbaar. De productverdeling volgt dezelfde Anderson-Schulz-Flory-wiskunde.

Wat fundamenteel verandert, is het voorste deel van de installatie.

In een coal-to-liquids-installatie komt het synthesegas uit vergassing: vaste steenkool reageert bij hoge temperatuur met zuurstof en stoom tot een heet mengsel van CO en H₂. In een gas-to-liquids-installatie komt het synthesegas uit reforming: aardgas reageert met stoom, zuurstof, of beide, tot CO en H₂. In beide gevallen is de koolstof in het synthesegas fossiele koolstof. De waterstof komt uiteindelijk uit de grondstof (de waterstof in de methaanmoleculen van aardgas, of de waterstof die vrijkomt uit water tijdens de vergassingsreactie).

In een Power-to-Liquid-installatie worden waterstof en koolstof ontkoppeld en apart geproduceerd. Groene waterstof komt uit waterelektrolyse op basis van hernieuwbare elektriciteit (behandeld op de Groene waterstof-pagina). De koolstof komt uit afgevangen CO₂, idealiter uit een geconcentreerde puntbron (industrieel rookgas, biogasopwerking, fermentatie) of, ambitieuzer, uit directe afvang uit lucht.

De twee stromen moeten vervolgens voor de Fischer-Tropsch-stap tot synthesegas omgezet worden, omdat Fischer-Tropsch CO nodig heeft, geen CO₂. Deze omzetting is het technische hart van een moderne PtL-installatie, en het is de plek waar de meest doorslaggevende projectbeslissingen worden genomen. Twee belangrijke routes zijn commercieel of bijna commercieel in gebruik:

Reverse water-gasshift (RWGS). De CO₂ en een deel van de groene waterstof reageren bij hoge temperatuur (doorgaans 600 tot 900°C) over een nikkel- of platinakatalysator, waarbij CO en water ontstaan. Het water wordt gecondenseerd. De overgebleven CO wordt gemengd met de rest van de groene waterstof om de H₂/CO-verhouding te geven die Fischer-Tropsch nodig heeft. RWGS is thermodynamisch ongunstig bij gematigde temperaturen, dus de reactor draait heet, wat gevolgen heeft voor materialen, warmte-integratie en energie-efficiëntie. Verschillende technologieleveranciers hebben commerciële RWGS-eenheden in bedrijf of bijna in bedrijf.

SOEC-co-elektrolyse. Een solid-oxide-elektrolyser, werkend bij 700 tot 850°C, splitst water en CO₂ gelijktijdig in één elektrochemische cel. De output is een hete synthesegasstroom met een instelbare H₂/CO-verhouding, klaar (na lichte conditionering) voor de Fischer-Tropsch-reactor. Dit is in principe de elegantere oplossing: minder proceseenheden, betere integratie met hoogwaardige warmte uit de FT-reactor en hoog rendement per doorgang. Het nadeel is dat SOEC-technologie nog minder volwassen is dan alkalische of PEM-elektrolyse, met een levensduur van de stack die nog verbetert en kapitaalkosten die nog hoog liggen. De eerste commerciële toepassingen van SOEC-co-elektrolyse in PtL-projecten vinden nu plaats (Topsoe, Sunfire en andere zijn toonaangevende leveranciers), en de technologie beweegt tussen 2025 en 2028 van demonstratie naar vroege commerciële toepassing.

De keuze tussen RWGS en SOEC-co-elektrolyse is een van de meest doorslaggevende beslissingen in het ontwerp van een modern PtL-project, en er is niet één juist antwoord. RWGS is volwassener en risicoarmer voor FOAK-projecten. SOEC-co-elektrolyse is mogelijk elegantere en efficiënter op schaal, maar draagt een hoger technologierisico. Projectstructurering, leverancierskeuze en de timing van het project ten opzichte van de commerciële volwassenheid van SOEC spelen allemaal mee in de keuze. Dit is precies het soort beslissing waarbij een onafhankelijke technologiebeoordeling, voordat apparatuur wordt gespecificeerd, dure correcties in een latere fase kan voorkomen.

Fischer-Tropsch Power-to-Liquid SAF is in 2025 duur. Een typische FT-PtL-installatie produceert SAF tegen een genivelleerde kostprijs van €3.000 tot €5.000 per ton, afhankelijk van locatie, schaal en elektriciteitscontractering. Conventionele kerosine wordt momenteel verhandeld voor €600 tot €1.000 per ton. De meerprijs is reëel, groot, en de belangrijkste reden dat de e-fuel-quota van ReFuelEU regulerend moeten zijn in plaats van marktgedreven.

De kostenstructuur wordt gedomineerd door de groene-waterstofgrondstof, zoals bij elk downstream groen-waterstofproduct. Ongeveer 65 tot 75 procent van de LCOA van FT-PtL SAF bestaat uit de kosten van de groene waterstof zelf. De afgevangen CO₂ draagt substantieel bij (5 tot 15 procent, afhankelijk van de bron: biogene CO₂ is goedkoper dan directe afvang uit lucht), en de synthese, opwerking en overhead vormen de rest. Dit betekent dat elke verbetering van de economics van PtL SAF fundamenteel een vraag is over de kostenontwikkeling van groene waterstof, dus over goedkope, toegewijde hernieuwbare elektriciteit en dalende elektrolysercapex.

De koolstofefficiëntie door de geïntegreerde keten ligt in de orde van 35 tot 50 procent, wat betekent dat ruwweg de helft van de koolstof die als CO₂ het systeem binnenkomt, het systeem als afgewerkt koolwaterstofproduct verlaat. De rest verlaat het proces als CO₂ uit de diverse processtappen (vooral uit de FT-reactor zelf en uit de opwerkingssecties), wordt waar mogelijk opnieuw afgevangen, en vormt een efficiëntieverlies. Het verbeteren van de koolstofefficiëntie door betere integratie is een van de belangrijkste technische doelstellingen van PtL-ontwerpen van de volgende generatie.

De kapitaalintensiteit is aanzienlijk. Een geïntegreerde FT-PtL-installatie die 100.000 ton SAF per jaar produceert (ongeveer 1.400 vaten per dag aan kerosine-equivalent) vereist meerdere gigawatt aan hernieuwbare elektriciteit, elektrolysercapaciteit van enkele honderden megawatt, een Fischer-Tropsch-reactortrein, hydrokraken en fractionering, en een CO₂-toeleveringsketen. Het totale projectkapitaal ligt in de orde van €4 tot €8 miljard voor een installatie van die omvang. De eerste FOAK-installaties die vandaag in commissioning zijn (Atmosfair in Duitsland, Norsk e-Fuel in Noorwegen, kleinere pilots elders) zijn op veel kleinere schaal, met kapitaalkosten per ton geproduceerde SAF die hoger liggen dan haalbaar zal zijn op commerciële schaal.

De economische onderbouwing voor FT-PtL rust op drie pijlers: een gereguleerde vraagimpuls (ReFuelEU en vergelijkbare beleidskaders), de bereidheid van luchtvaartmaatschappijen om een groene meerprijs te betalen op een deel van hun brandstof, en de kostenontwikkeling van groene waterstof. Alle drie zijn reëel. Geen enkele is onvoorwaardelijk. Het tempo waarin de PtL-sector opschaalt, hangt af van de uitkomst van alle drie.