Raffinerie-CO2 stammt fast vollständig aus der Verbrennung: Prozessöfen und Kessel (~65%), der FCC-Regenerator, die Wasserstoffproduktion. Energie macht 50–60% der Betriebskosten ohne Rohöl aus, daher zeigen CO2 und Marge in dieselbe Richtung — jedes verschwendete GJ wird doppelt bezahlt.
| Jahr | Kostenlose Zuteilung (EU) | Zahlungspflichtige CO2-Kosten | Jahresrechnung (pro 100.000 t Rohöl) |
|---|---|---|---|
| 2026 | 97.5% | 0,48 € / t Rohöl | €48,375 |
| 2030 | 51.5% | 9,38 € / t Rohöl | €938,475 |
| 2034 | 0.0% | 19,35 € / t Rohöl | €1,935,000 |
Bei EUA 77,4 € (11. Juni 2026) und ≈0,2–0,3 t CO2/t Durchsatz (Solomon/Concawe-Spanne). EU-ETS-Industriezeitplan; Exporteure unter CBAM folgen der gespiegelten Einführung. Stromsektoren zahlen vom ersten Tag an 100%.
Indikatives Reduktionspotenzial jeder Maßnahme gegenüber dem relevanten Emissionsanteil (Quellen: IEA-Industrie-Roadmaps, Branchenverbände — siehe jede Maßnahmenseite). Maßnahmen stapeln sich, addieren sich aber nicht einfach.
Raffinerien sind der ursprüngliche Markt für abnehmbare Dämmung: Tausende Ventile, Flansche und Mannlöcher bei 150–450 °C, die feste Ummantelung nicht bedienen kann, weil das Personal Zugang braucht. Eine Standard-Solomon-Energieprüfung findet Dämmung unter den Lücken des ersten Quartils; unsere Begehungen bewerten jedes blanke DN150-Ventil mit ≈13 MWh/Jahr — multipliziert mit der Anzahl einer Raffinerie schreibt sich die CBAM-Ära-Rechnung von selbst.
Methode: ASTM-C680-/ISO-12241-Oberflächenenergiebilanz — dieselbe Engine wie unser öffentliche Rechner. Typischer Effekt abnehmbarer Dämmung über Hochtemperatur-Anlagen: 2–5% des brennstoffbedingten CO2, Amortisation bis zu 2 Jahre.
Direktemissionsintensitäten, typische veröffentlichte Werte je Branchenseite — die Einheiten unterscheiden sich je Produkt; siehe jede Seite für Quellen.
