Um eine Naphtha-Crackanlage (NCC) mit einer Ethylenkapazität von einer Million Tonnen elektrisch zu betreiben, werden rund 8 TWh benötigt. Diese Zahl nannte Jang Yong-hee, Leiter des Teams für kohlenstoffarme Entwicklung bei LG Chem, am 10. dieses Monats bei einer Diskussionsveranstaltung in der Nationalversammlung. Er erläuterte diese Größenordnung als Bedingung, Strom auf dem Niveau eines großen Kernkraftwerksblocks (rund 1 GW) 24 Stunden am Tag ohne Unterbrechung bereitstellen zu müssen. Damit hängt eine als Dekarbonisierungspfad genannte Technologie an der Voraussetzung, woher der Strom bezogen wird.
Die Veranstaltung wurde von den Abgeordneten Oh Se-hee und Lee Yong-woo von der Demokratischen Partei gemeinsam ausgerichtet und von Solutions for Our Climate (기후솔루션) organisiert. Thema war, welche Chancen und politischen Aufgaben sich beim dekarbonisierenden Umstieg der Petrochemie auf Elektrifizierung stellen. In einer Phase, in der über die Umstrukturierung der Petrochemie diskutiert wird, breitete die Veranstaltung die Kostenposten der Elektrifizierung einzeln aus.
Das NCC ist ein Verfahren, bei dem Naphtha auf 850-900 Grad erhitzt und gespalten wird. Dabei entstehen Grundstoffe wie Ethylen, Propylen und Butadien. Die Wärme wird durch die Verbrennung von Nebenproduktgasen wie Methan und teilweise von Wasserstoff gewonnen. Ein elektrifiziertes NCC (e-cracker) ist eine Technologie, die diese Verbrennungswärmequelle durch Strom ersetzt und so die direkten Prozessemissionen (Scope 1) senkt.
Auch eine Kostenschätzung wurde vorgelegt. Solutions for Our Climate schätzt die kumulierten Kosten für die Umstellung der NCC in den Komplexen Yeosu, Daesan und Ulsan auf Elektrifizierung von 2025 bis 2050 auf rund 91 Billionen Won. In derselben Schätzung beträgt der zusätzliche Strombedarf durch die Elektrifizierung rund 91,4 TWh. Ob es sich dabei um den Zuwachs im Zeitraum 2025-2050 oder um den jährlichen Bedarf handelt, wird in den Präsentationsunterlagen unterschiedlich dargestellt.
Es wurde darauf hingewiesen, dass die Minderungswirkung vom Zustand des Stromnetzes abhängt. Teamleiter Jang erklärte, die Emissionen aus der Verbrennung der Nebenproduktgase lägen bei rund 1,35 Millionen Tonnen, beim Bezug von 8 TWh unter Anwendung des heutigen Emissionsfaktors des Stromnetzes könnten dagegen rund 3,6 Millionen Tonnen anfallen. Wird nur die Wärmequelle auf Strom umgestellt, ohne dass sich der Kraftwerksmix ändert, steigen die Emissionen sogar.
Auch der Strompreis wurde als Hindernis genannt. Nebenproduktgas ist ein im Prozess anfallender, faktisch billiger Brennstoff. Jang sagte, zum Erhalt der industriellen Wettbewerbsfähigkeit müsse der Strompreis auf ein ähnliches Niveau wie das Nebenproduktgas sinken oder es müssten institutionelle Ergänzungen wie ein CO2-Preis oder Anreize hinzukommen.
Der Anteil des NCC-Prozesses an den Gesamtemissionen der Petrochemie liegt über der Hälfte. Kim A-young, Forscherin bei Solutions for Our Climate, bezifferte diesen Anteil auf 70 %. Die Petrochemie selbst macht Stand 2024 etwa 7,7 % der nationalen Treibhausgasemissionen und 18,7 % der Emissionen des Industriesektors aus. Kim nannte den Anteil der heimischen Petrochemie an den gesamten Exporten des Landes mit 7,2 % und wies darauf hin, dass Minderung und Erhalt der Industrie zusammen betrachtet werden müssen.
Auch in der Politik gibt es Bewegung. Kim Sung-hwan, Minister für Klima, Energie und Umwelt, legte am 6. dieses Monats in der von Präsident Lee Jae-myung geleiteten Kabinettssitzung den "Plan zur großen Energiewende der Regierung der Volkssouveränität" vor und nahm darin als Dekarbonisierungsstrategie für den Industriesektor neben der wasserstoffbasierten Stahlerzeugung die Einführung elektrischer NCC und die Verbesserung der Prozesseffizienz auf. Die Regierung stellt im Nachtragshaushalt insgesamt 924,1 Milliarden Won für die Stabilisierung der Lieferketten von Öl und zentralen strategischen Rohstoffen bereit und fördert die Stabilisierung der Naphtha-Versorgung. Kim erklärte, mit dem Sondergesetz zur Petrochemie sei die rechtliche Grundlage geschaffen, um Umstellungstechnologien mit Schwerpunkt Elektrifizierung zu unterstützen.
Auf der Veranstaltung wurde vorgeschlagen, die Prozesse in den Komplexen Yeosu, Ulsan und Daesan schrittweise zu elektrifizieren. Genannt wurde auch der Spielraum, die Beschaffungskosten für Strom über den Ausbau erneuerbarer Energien und das System der Sonderzonen für dezentrale Energie zu senken. Einigkeit bestand darin, dass der Ausbau der Stromnetzinfrastruktur, eine Reform der Industriestromtarife sowie die Unterstützung von Demonstrationsvorhaben und Forschung und Entwicklung zusammen gehen müssen. Hinzu kam die Forderung, die Politik so zu gestalten, dass die Lasten der Umstellung nicht auf kleine und mittlere Unternehmen und Zulieferbetriebe abgewälzt werden.
Der Druck von außen ist vielfach verflochten. Überkapazitäten aus China, die verschärfte Regulierung wichtiger Länder wie der CO2-Grenzausgleichsmechanismus (CBAM) der EU und die von der Lage im Nahen Osten abhängige Schwankungsbreite der Lieferketten für Rohöl und Naphtha wirken gleichzeitig. Diese äußeren Bedingungen haben die Elektrifizierung zum Diskussionsgegenstand gemacht, und die Machbarkeit entscheidet sich daran, zu welchem Preis je kWh Strom eingekauft werden kann. Je nachdem, wie das Tarifsystem und der Zeitplan für die Netzverstärkung vorgelegt werden, ändert sich auch der Charakter der Schätzung von 91 Billionen Won.
