CO2-Abscheidung und -Speicherung

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CO2-Abscheidung und -Speicherung (Fachbegriffe: CO2-Sequestrierung und CCS (engl. Carbon Dioxide Capture and Storage)) beschreibt einige großtechnische Vorhaben mit dem Ziel der Reduzierung von CO2-Emissionen in die Atmosphäre durch die technische Abspaltung am Kraftwerk und Einlagerung in unterirdische Lagerstätten.

CO2 wirkt in der Atmosphäre als Treibhausgas und ist die Hauptursache der globalen Erwärmung. Das Anwendungsgebiet der CO2-Abscheidung und -Speicherung sollen große Punktquellen von CO2 werden, vorrangig in Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen, aber auch bei Industrieprozessen und im Bergbau. Die Verfahrensschritte sind die Abscheidung, der Transport (wenn erforderlich) und die geologische Speicherung des CO2. Momentan befindet sich die CO2-Abscheidung und -Speicherung in Kraftwerken noch im Entwicklungs- und Pilotstadium. Ein großtechnischer Einsatz in Kraftwerken erscheint frühestens ab etwa 2020 möglich.[1] Bei der Aufbereitung und Speicherung von Erdgas gibt es hingegen großtechnisch realisierte CCS-Projekte.[2]

Als mögliche CO2-Lager gelten insbesondere geologische Formationen wie ausgeförderte Erdöl- und Erdgaslagerstätten sowie tiefe salzwasserführende Grundwasserleiter (Aquifere). Auch eine Lagerung in der Tiefsee ist nicht ausgeschlossen.

Abscheidung[Bearbeiten]

Die Abtrennung von CO2 in Kraftwerken kann mit unterschiedlichen Verfahren erfolgen, z.B. nach der Verbrennung in einer CO2-Wäsche aus dem Abgas (Post-Combustion), Abtrennung nach Kohlevergasung (CO2-reduziertes IGCC-Kraftwerk, Pre-Combustion), oder Verbrennung in Sauerstoffatmosphäre (Oxyfuel). Alle drei Verfahren werden parallel zueinander entwickelt und sind in Pilotanlagen realisiert. Jede der Techniken hat gegenüber den anderen spezifische Vor- und Nachteile. Es ist noch völlig offen, welche Technik (und ob überhaupt eine) sich im großtechnischen Einsatz durchsetzen wird. Kritische Größen sind unter anderem die Wirkungsgradverluste, die Abscheidungsrate (welcher Anteil des CO2 wird erfasst), die Reinheit des abgeschiedenen CO2, weitere Umweltwirkungen auf Luft-, Wasser- oder Abfallpfad, die Kosten sowie die Trägheit des Prozesses im Lastfolgebetrieb.

Nachgeschaltete Abscheidung im Abgas[Bearbeiten]

Abfolge der CO2-Abscheidung im Post-Combustion-Verfahren (einschließlich CO2-Transport und -Speicherung)

Als letzter Reinigungsschritt des Abgases nach der Entschwefelung kann eine CO2-Wäsche installiert werden. Dieses Verfahren wird auch Post-Combustion-Capture genannt (engl. combustion = ‚Verbrennung‘; capture = ‚Einfangen‘). Bei einem Kohlekraftwerk mit einem angenommenen Wirkungsgrad von 38 % sind zur Produktion von 1 kWh elektrischen Stroms 0,32 kg Steinkohle nötig, aus der ca. 0,88 kg Kohlenstoffdioxid entsteht. Hauptbestandteil des Abgases ist der in der Atmosphäre enthaltene Stickstoff, der nicht an der Verbrennung teilnimmt. Der CO2-Partialdruck beträgt etwa 15 %. Dies macht Waschverfahren relativ aufwändig, da der Stickstoff quasi als „Ballast“ durch den gesamten Prozess geschleppt werden muss.

Verschiedene Waschverfahren befinden sich in der Erprobung. Auch hier ist noch offen, welches Verfahren sich für den großtechnischen Einsatz durchsetzen wird. In der Erdgasaufbereitung (nicht aber im Kraftwerksbereich) großtechnisch bekannt ist die Aminwäsche. Bei der Aminwäsche wird das CO2 bei 27 °C an den Träger, fein verteilte Amin-Tröpfchen, angelagert. In einem zweiten Schritt gelangen die Amine in einen Abscheider (Stripper), wo sie bei 150 °C das CO2 in konzentrierter Form wieder abgeben und anschließend dem Prozess wieder zuführen. Amine gelten als die dritthäufigste Ursache für arbeitsplatzbedingte Krebserkrankungen, so dass diese Abscheidetechnik für Arbeiter und Bevölkerung mit erheblichen Risiken verbunden wäre. Diese Emissionen sind bei Einsatz nicht flüchtiger Amine wie z.B. der Aminosäure Prolin oder Sarcosin nicht zu erwarten[3].

Analog funktioniert eine Carbonat-Wäsche mit Hydrogencarbonat. Bei der Carbonatwäsche erfolgt die Anlagerung bei ca. 40 °C und die Abspaltung bei 105 °C. Auch mit organischen Lösungsmitteln kann das Kohlenstoffdioxid aus dem Rauchgas entfernt werden, z.B. mit Methanol (Rectisolwäsche), N-Methyl-2-pyrrolidon (Purisolwäsche) oder Polyethylenglykoldimethylether (Selexol-Wäsche). Die Abscheiderate liegt mit diesen Verfahren bei bis zu ca. 95 %.

Weitere Trennverfahren sind Membranfilter, Chilled Ammonia oder das Carbonat-Looping-Verfahren (bzw. Lime-Loop-CO2-Reduction-Verfahren). Bei diesem Verfahren wird Kalk als Kreislaufmedium für den Prozess eingesetzt. Entsprechend findet man in dem Prozess die zwei Calciumverbindungen CaCO3 und CaO. Da der Prozess in einem Temperaturbereich von 650–900 °C abläuft, kann die gesamte dem Prozess zugeführte Energie zur Stromproduktion genutzt werden. Hieraus ergibt sich ein vergleichsweise geringer Wirkungsgradverlust[4][5].

Gemeinsam ist allen Waschverfahren der hohe Energiebedarf, der beispielsweise für die Regenerierung der Waschmittel notwendig ist. Bei einem Kohlekraftwerk sinkt dabei der Gesamtwirkungsgrad um geschätzt 8 bis 12 Prozentpunkte; entsprechend steigt der Brennstoffeinsatz[6]. Ein modernes Steinkohlekraftwerk hat einen Wirkungsgrad von ca. 45 %, durch die CO2-Abscheidung sinkt der Wirkungsgrad auf dann ca. 33–37 %, was jedoch immer noch einen um bis zu ca. 35 % höheren Kohleverbrauch für dieselbe Stromproduktion bedeutet. Keines dieser Abscheideverfahren hat bisher eine CO2-Abscheidequote von über 90 % im großtechnischen Maßstab gezeigt. Bisherige Anlagen scheiden entweder deutlich geringere Anteile an CO2 ab, oder befinden sich noch in der Erprobungs- und Entwicklungsphase.

Durch künftige technische Innovationen werden etwas geringere Wirkungsgradverluste erwartet. Aktuell werden mehrere Versuchsanlagen weltweit betrieben, in Deutschland an der TU Darmstadt[7].

Für chemische Synthesen erscheint es energetisch sinnvoll, das Kohlenstoffdioxid mit Kohle zu Kohlenmonoxid (Boudouard-Gleichgewicht) umzuwandeln.[8] Für die Methanolherstellung würde man zusätzlich Wasserstoff benötigen.

Abscheidung in IGCC-Kombikraftwerken[Bearbeiten]

In Kombikraftwerken mit integrierter Kohlevergasung (Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC) und CO2-Abtrennung (Carbon Dioxide Capture and Storage, CCS) reagiert die Kohle in einem ersten Schritt (Vergasen, partielle Oxidation) unterstöchiometrisch mit Wasser zu Wasserstoff und Kohlenstoffmonoxid.

Mit Hilfe geeigneter Katalysatoren können Kohlenstoffmonoxid und Wasserdampf zu Kohlenstoffdioxid und Wasserstoff reagieren (homogene Wassergasreaktion). Dadurch kann ein Gasgemisch gewonnen werden, das hauptsächlich aus Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid besteht. Bedingt durch die Vergasung bei Drücken bis 60 bar, kann eine hohe CO2-Konzentration und damit ein hoher CO2-Partialdruck im Gasgemisch eingestellt werden. Unter diesen Bedingungen kann CO2 mit erprobten Verfahren aus dem Gasgemisch absorbiert werden (physikalische Absorption). Dieses Verfahren wird als Pre-Combustion-Capture bezeichnet, da das CO2 vor der Verbrennung entfernt wird. Die Entschwefelung erfolgt nach dem gleichen Prinzip (Abtrennung von Schwefelwasserstoff). Das so aufbereitete Brenngas besteht danach überwiegend aus Wasserstoff (bis 90 Volumenprozent möglich) und kann in einem GuD-Prozess genutzt werden. Hierfür ist allerdings noch die Entwicklung einer Wasserstoff-Turbine notwendig, die heute noch nicht kommerziell angeboten wird. Da IGCC-Kraftwerke bereits ohne CO2-Abscheidung mit technischen Problemen zu kämpfen haben, wird es bis zur Marktreife dieser Technologie noch einige Jahre dauern. Berechnungen zufolge hat diese Variante der CO2-Abscheidung den geringsten Wirkungsgradverlust (weniger als zehn Prozentpunkte). Eine Pilotanlage besteht seit 2011 im niederländischen Kraftwerk Buggenum.

Abscheidung im Oxyfuel-Verfahren[Bearbeiten]

Im Oxyfuel-Verfahren wird die Kohle in einer Atmosphäre aus reinem Sauerstoff und CO2 (rezirkulierendem Rauchgas) verbrannt. Das dabei entstehende Rauchgas ist nicht mit Luft-Stickstoff verdünnt und besteht im Wesentlichen aus CO2 und Wasserdampf. Der Wasserdampf kann mit wenig Aufwand kondensiert werden, so dass ein hochkonzentrierter CO2-Strom (Konzentration im Idealfall nahe 100 Prozent) übrigbleibt. Das CO2 kann dann verdichtet und zum Lager transportiert werden. Nach erfolgreichem Test in einer Versuchsanlage wurde im September 2008 eine Pilotanlage zur CO2-Sequestrierung mit einer thermischen Leistung von 30 MW im Industriepark Schwarze Pumpe in unmittelbarer Nähe zum Kraftwerk Schwarze Pumpe in Betrieb genommen.

Auch beim Oxyfuelverfahren sinkt der elektrische Wirkungsgrad gegenüber einer Anlage ohne CO2-Abscheidung um ca. 10 Prozentpunkte, was je nach Wirkungsgrad des zugrundeliegenden Prozesses einem 30–50 % höheren Kohlebedarf entspricht. Hauptenergieverbraucher ist in diesem Fall die Luftzerlegungsanlage für die Produktion des reinen Sauerstoffs.

Abscheidung in Industrieprozessen[Bearbeiten]

Am einfachsten lässt sich CO2 in Anlagen, die CO2 von Erdgas trennen, abscheiden, weil es dort in sehr reiner Form auftritt. Erste Versuche zur CO2-Sequestrierung sind daher auf diesen Bereich und nicht auf Kohlekraftwerke angelegt, so z.B. im algerischen In Salah.

Im Sleipner-Gasfeld in der norwegischen Teil der Nordsee werden seit 1996 ca. 1 Million Tonnen CO2 pro Jahr abgetrennt und injiziert[9], im Gasfeld Snøhvit in der norwegischen Barentssee seit 2008 jährlich gut 700.000 Tonnen.[2]. In Sleipner steigt der Druck nicht an, und 24 % des verpressten CO2 sind nicht mehr auffindbar. Dafür ist in nur 24 km Entfernung eine mit bisherigen Untersuchungsmethoden nicht auffindbare Fraktur von 3 km Länge, bis 200 m Tiefe und 10 m Breite aufgetaucht. In Snøhvit musste die Verpressung von CO2 eingestellt werden, weil der Druck so stark anstieg, dass das Deckgebirge zu reißen drohte.

Durch die steigende Nachfrage nach Erdöl wird die Kohleverflüssigung zur Herstellung von Kohlenwasserstoffen für Treibstoffzwecke rentabler. Dabei fallen große Mengen an CO2 an, weil die pro Kohlenstoffatom gebundene Energiemenge im Produkt (Kohlenwasserstoff) wesentlich größer ist als im Rohstoff (Kohle). Im Prozess muss also Primärenergie übertragen werden. Ein Teil des Kohlenstoffs wird energetisch aufgewertet (reduziert), ein anderer zur Energiefreisetzung oxidiert.

Weitere Programme erforschen Möglichkeiten, das Kohlenstoffdioxid mittels chemischer Absorber direkt aus der Luft zu filtern.

„CCS-Ready“[Bearbeiten]

Im Zusammenhang mit dem Neubau von Kohlekraftwerken werden zunehmend die Begriffe „CCS-Ready“ bzw. „Capture-Ready“ verwendet, die bezeichnen sollen, dass der Kraftwerksneubau für nachträgliche Installationen zur Abscheidung vorbereitet ist. Diese Begriffe sind allerdings derzeit nicht gesetzlich geschützt oder genau definiert. Der TÜV Nord hat als unabhängige Prüforganisation einen eigenen Standard definiert und vergibt darauf basierend ein Zertifikat.[10]

Da für den Aufbau der Abscheidung Flächen benötigt werden, die mehr als der Hälfte der ursprünglichen Kraftwerksfläche entsprechen, sollten bei einem Kraftwerksneubau oder einer Renovierung zumindest diese Flächen vorhanden und für die Nutzung freigegeben sein. Ein Kraftwerksneubau ohne diese Voraussetzungen kann normalerweise nicht geltend machen, „CCS-Ready“ zu sein.

Ferner sollte der Zugang zu einem Lager entweder direkt am Kraftwerksstandort oder über Ferntransport gegeben und der Nachweis tatsächlich vorhandener Lagerkapazitäten erbracht sein.

Speicherung (Sequestrierung, Lagerung)[Bearbeiten]

Die meisten Forscher auf dem Gebiet der CO2-Sequestrierung favorisieren eine Lagerung in tiefen Sedimentschichten, deren Poren mit Salzwasser gefüllt sind. Ab ca. 800 m Tiefe treten Drücke auf, bei denen das eingebrachte CO2 so verdichtet ist, dass es im überkritischen Zustand bleibt. Damit ein erneutes Zutagetreten des Kohlenstoffdioxids praktisch ausgeschlossen ist, müssen diese Schichten durch eine undurchlässige Deckschicht abgedeckt sein. Durch den dort herrschenden Druck besitzt das CO2 eine etwa so große Dichte wie das Salzwasser, wodurch es dieses aus den Poren verdrängen kann und damit Platz für das verpresste CO2 geschaffen wird. Wo das verdrängte Salzwasser bleibt, ist eine der kritischen Fragen der CCS-Technologie. Es wird vorwiegend zur Seite (lateral) verdrängt werden und kann dann an geologischen Störungszonen, auch in weiter Entfernung, vom Injektionsort aufsteigen und ins Grundwasser (Trinkwasser) gelangen. Die laterale Ausdehnung der Druckanomalie kann vielfach größer sein als die Verbreitung des CO2 in einem Aquifer. Werden zur Verpressung von CO2 und zur Verdrängung von Salzwasser Drücke verwandt, die deutlich über dem Formationsdruck und der Zugspannung des Gesteins liegen, so können induzierte Erdbeben auftreten, die im Einzelfall auch zu Erschütterungen führen können, die über der Fühlbarkeitsgrenze liegen.

Bei der Nutzung tiefer Aquifere steht die Sequestrierung allerdings im Wettbewerb mit anderen Nutzungen, beispielsweise der Nutzung dieser Aquifere zur nachhaltigen Stromerzeugung aus Geothermie. Fragen der Umweltschädlichkeit der Endlagerung großer Mengen von CO2 in Aquiferen sind noch nicht untersucht. Auch ist die Speicherfähigkeit von Aquiferen begrenzt. Die vermuteten etwa 20 Mrd. Tonnen Speicherkapazität auf deutschem Territorium entsprechen etwa den CO2-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks während 30 bis 60 Jahren.[11] Die Erfahrungen mit diesen Gesteinsschichten in Sleipner und Snøhvit zeigen, dass die tatsächlich verfügbare Speicherfähigkeit deutlich niedriger anzusetzen wäre. Da die EU ein diskriminierungsfreies Zugangsrecht aller EU-Staaten an diesen Endlagerstätten vorschreibt, müsste auch CO2 aus anderen Mitgliedsländern in Deutschland endgelagert werden dürfen. Da in Deutschland die Deponierung von Abfällen grundsätzlich nicht gestattet ist, sind auch rechtliche Fragen noch zu klären.

Kohlenstoffdioxid kann in Form von Karbonaten gelagert werden, die auch offen und ohne Sicherheitsbedenken deponiert werden könnten. Als Ausgangsstoffe kommen hierfür in erster Linie Silikate der Erdalkalimetalle in Frage. Diese lassen sich mit gelöster Kohlensäure exotherm zu Karbonaten und Kieselsäuren umsetzen. Besonders erfolgversprechend sind nicht-polymerisierte oder niedrig-polymerisierte Silikate wie Olivine, Pyroxene und Pyroxenoide, so z.B. Forsterit, Monticellit, Wollastonit, Diopsid oder Enstatit, weniger dagegen Schicht-Silikate wie die Serpentine. Problematisch ist dennoch die langsame Reaktionsgeschwindigkeit. Zu deponierende Produkte wären Magnesium- oder Calcium-Carbonat und aus der Kieselsäure ausgefälltes Silicium-Dioxid. Forscher der New Yorker Columbia University unter Professor Klaus Lackner konnten 2008 zeigen, dass an Peridotit, einem Gestein aus Olivin und Pyroxen, auch in situ eine erheblich schnellere Karbonatisierung ablaufen kann als bisher angenommen. Damit erscheint auch eine technische Nutzung in situ möglich, was Abbau und Deponierung einsparen würde. Die Forscher halten mit der Niederbringung einer größeren Zahl von Bohrungen, hydraulischer Frakturierung des Gesteins und einer Anfangserwärmung die reaktive CO2-Sequestrierung in größerer Tiefe, wo ohnehin höhere Drucke und Temperaturen herrschen, im großtechnischen Maßstab für möglich.[12][13]

Man kann Kohlenstoffdioxid auch in tiefe, nicht abbaubare Kohleflöze injizieren. Der Vorteil dieser Methode ist, dass das CO2 an der Kohle sorbiert (durch schwache physikalische Wechselwirkungen fixiert) wird. Das in der Kohle normalerweise enthaltene sogenannte Flözgas Methan wird dadurch verdrängt und kann als relativ saubere Energiequelle gefördert und genutzt werden.[14]

Seit 2008 wird der Austausch von Methan-Hydraten in Sedimentschichten am Meeresboden gegen CO2 erforscht.[15] Der kommerzielle Abbau von Gashydrat-Lagerstätten zwecks Gewinnung des fossilen Energieträgers wurde bisher nur in einem westsibirischen Permafrostvorkommen realisiert. In Japan, den USA, Kanada, Südkorea, China, Indien und anderen Staaten werden jedoch umfangreiche Förderprogramme aufgelegt, die darauf abzielen, in ca. zehn Jahren mit dem großflächigen Abbau von submarinen Hydratlagerstätten zu beginnen. Das Forschungsprojekt SUGAR (Projekt) hat zum Ziel das dem Meeresboden entnommene Methan gegen CO2 auszutauschen.

Gefahren[Bearbeiten]

Das CO2 kann ausgasen und mit dem vorhandenen Grundwasser Kaltwassergeysire erzeugen. Dieses geschieht in Deutschland kontinuierlich, so in der Eifel in Andernach und in Wallenborn. Dort ist diese Geysirform ein touristischer Anziehungspunkt. Diese können lokal im Untergrund teils erhebliche Mengen giftiger Schwermetalle aus den Gesteinen lösen und diese so in das regionale Grundwasser eintragen.[16] Neben der Verdrängung von Salzwasser aus den Verpressungshorizonten in Grundwasserleiter wäre daher zusätzlich mit einer Schwermetallbelastung im Trinkwasser zu rechnen.

Laut einer an der Stanford University durchgeführten Studie besteht bei der Verpressung von Kohlenstoffdioxid in den Boden eine große Wahrscheinlichkeit von schwachen Erdbeben im Speichergebiet. Diese wären zwar zu schwach, um größere Schäden an der Oberfläche auszulösen, jedoch könnten die unterirdischen Speicher durch die dabei entstehenden Risse undicht werden und somit das gespeicherte Kohlenstoffdioxid wieder in die Atmosphäre entweichen. Aufgrund dieses Umstandes wird die im großen Maßstab umgesetzte Kohlenstoffdioxidspeicherung in der Studie als eine risikoreiche und wahrscheinlich erfolglose Strategie der Treibhausgasreduktion angesehen.[17][18] Da für Abscheidung, Transport und Verpressung von CO2 erhebliche Mengen an zusätzlichen CO2-Emissionen entstünden, könnte bei Leckraten von nur 1 % pro Jahr innerhalb von 100 Jahren der CO2-Gehalt der Luft durch CCS sogar signifikant steigen.

Rechtsrahmen[Bearbeiten]

Die Technikkette der CO2-Sequestrierung berührt eine Vielzahl von Rechtsgebieten vom Immissionsschutz- über das Katastrophenschutz- bis zum Berg- und Wasserrecht. Keine dieser Gesetze beschreiben jedoch die neue Tätigkeit der CO2-Sequestrierung hinreichend, so dass in vielen Ländern gesetzgeberische Aktivitäten gestartet sind. Rechtssysteme, die keine Bergfreiheit von Bodenschätzen kennen, müssen darüber hinaus das Rechtsverhältnis zwischen CO2-Speicher und dem darüber liegenden Grundbesitz klären.

Bergrecht, in Deutschland das Berggesetz, ist allgemein nur anwendbar, wenn die CO2-Sequestrierung im Rahmen traditioneller Bergbauaktivitäten beispielsweise zur Förderung von Öl oder Gas eingesetzt wird.[19]

Internationales Seerecht[Bearbeiten]

Das Verbot der Verbringung von Abfällen auf See (Verklappung) sowie das Exportverbot von Abfällen zur Verbringung ins Meer, die in der Londoner Konvention von 1972 und dem OSPAR-Abkommen niedergelegt sind, betrifft auch die CO2-Speicherung im Meer oder unterhalb des Meeresbodens. Da das weltweit erste CO2-Speichervorhaben offshore bei der norwegischen Bohrinsel Sleipner realisiert wurde, bestand hier Regelungsbedarf. Die Vertragsstaaten haben Anpassungen des OSPAR-Abkommens 2007 beschlossen, bei der Londoner Konvention 2008. Demnach ist die Verbringung von CO2 in geologische Formationen unterhalb des Meeresbodens gestattet. Die bis dahin (und in manchen Ländern bis heute) diskutierte Verbringung von CO2 in die offene Wassersäule ist den jeweiligen Vertragsstaaten hingegen seither untersagt.

EU-Recht[Bearbeiten]

Auf EU-Ebene regelt die Richtlinie 2009/31/EG zur geologischen Speicherung von Kohlenstoffdioxid[20] die Auswahl, Genehmigungsverfahren und Betrieb von CO2-Speichern.[21] Diese Richtlinie ist seit dem 25. Juni 2009 in Kraft und regelt unter Anderem die Vorgehensweise des Genehmigungsprozesses bei der Erkundung, Betrieb und Abschluss von CO2-Speichern und gibt materielle Standards an die Beschaffenheit der geologischen Formationen.

Weitergehende Anforderungen wie der verpflichtende Einsatz von CCS in neuen Kraftwerken und das Nachrüsten Bestehender waren in der Diskussion[22], sind jedoch nicht in die Richtlinie aufgenommen.

Die EU-Richtlinie gilt nicht unmittelbar in den Mitgliedsstaaten. Diese haben die Richtlinie in nationales Recht zu überführen. Hierzu hatten die Mitgliedsstaaten eine Frist von zwei Jahren, d.h. bis zum 25. Juni 2011. Nach Mitteilung der EU-Kommission haben 25 der 27 Mitgliedsstaaten diese Frist versäumt. Lediglich Spanien und Rumänien haben termingerecht Vollzug gemeldet. Die EU-Kommission prüft gemäß der Europäischen Verträge Sanktionen gegen die säumigen Staaten.[23]

CCS-Gesetz in Deutschland[Bearbeiten]

In Deutschland ist der Einsatz von CCS seit dem 24. August 2012 durch das Gesetz zur Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlenstoffdioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz - KSpG) gesetzlich geregelt[24]. Deutschland hat damit auch die EU-Richtlinie 2009/31/EG in nationales Recht umgesetzt. Das Gesetz enthält eine Höchstspeichermenge für Deutschland von vier Millionen Tonnen CO2 pro Jahr insgesamt und 1,3 Millionen Tonnen pro Jahr pro Speicher sowie eine Länderklausel, die einzelnen Bundesländern die Option zum generellen Verbot der CO2-Speicherung auf ihrem Territorium ermöglichen soll.

Dem vorangegangen waren zwei Anläufe der Bundesregierung ein Kohlendioxid-Speichergesetz zu verabschieden. Ein erster Anlauf der großen Koalition zur Verabschiedung eines CO2-Speichergesetzes scheiterte im Juni 2009 noch vor Ende der 16. Legislaturperiode[25]. Dazu haben auch erhebliche Proteste in der Bevölkerung beigetragen. In Schleswig-Holstein fiel die Diskussion um den Gesetzentwurf in eine Zeit massiver Proteste gegen ein CO2-Speichervorhaben und den Wahlkampf für die Landtagswahl im Herbst 2009.

Da sowohl die Bundestagswahl 2009 als auch die schleswig-holsteinische Landtagswahl schwarz-gelbe Mehrheiten ergaben, diese aber in Berlin und Kiel gegensätzliche Positionen zur CO2-Speicherung vertraten, dauerte die erneute Vorlage eines CO2-Speichergesetzes bis zum April 2011 [26]. Der neue Gesetzentwurf hatte Kritik an dem alten Entwurf aufgegriffen und durch zeitliche und Mengenbegrenzungen den Demonstrationscharakter stärker herausgehoben. Weiterhin enthielt er auf Betreiben Schleswig-Holsteins und Niedersachsens eine Länderklausel, die den Bundesländern die Option zum generellen Verbot der CO2-Speicherung auf ihrem Territorium ermöglichen sollte. Dieser Gesetzentwurf scheiterte im September 2011 im Bundesrat[27]. Die Bundesregierung rief daraufhin den Vermittlungsausschuss an[28]. Nach monatelangen Verhandlungen wurde eine Einigung erzielt, auf deren Grundlage Bundestag und Bundesrat das Gesetz Ende Juni 2012 verabschiedeten. Es trat einen Tag nach der Veröffentlichung im Bundesgesetzblatt Jg 2012 Teil I Nr. 38 in Kraft.

Der CO2-Testspeicher Ketzin ist nach Bergrecht genehmigt. Auch weitere Untersuchungsgenehmigungen zur Erkundung von CO2-Speichern wurden vor Inkrafttreten des KSpG (mangels eines geeigneten Rechtsrahmens) nach Bergrecht („Aufsuchung von Sole“) beantragt und könnten in Erkundungsgenehmigungen nach dem KSpG übergeleitet werden. Allerdings gab es zum Zeitpunkt des Inkrafttretens des KSpG keine offenen Antragsverfahren.

In einem 2012 veröffentlichten Positionspapier kritisiert der Energieversorger EnBW die CCS-Technologie. Zur Zeit gebe es in der Bevölkerung keine Akzeptanz für die unterirdische Speicherung von CO2 und außerdem „ist die CCS-Technologie mit erheblichen Kosten verbunden, die perspektivisch die Förderkosten der Erneuerbaren inklusive Photovoltaik deutlich übertrifft“. Darüber hinaus bekannte sich EnBW zur Energiewende und sah die systematischen und ökonomischen Vorteile der Erneuerbaren, die es jetzt auszubauen gelte.[29]

Andere Länder[Bearbeiten]

In der EU wollen weitere Länder, z.B. die Niederlande und Großbritannien, die EU-Richtlinie zeitnah umsetzen und diskutieren eine entsprechende Gesetzgebung. In Österreich wurde die CO2-Endlagerung verboten. Lediglich Forschungsvorhaben bis zu 100.000 t CO2 wurden gestattet.

In Australien regelt ein neues Gesetz die CO2-Speicherung offshore in den Territorialgewässern. Für die Speicherung auf Land gibt es in einigen Bundesstaaten Regelungen. Ähnlich ist auch in den Vereinigten Staaten und in Kanada die CO2-Speicherung in einzelnen Bundesstaaten geregelt. Eine landesweite gesetzliche Regelung befindet sich in den USA gegenwärtig in der öffentlichen Anhörung.

Bewertung[Bearbeiten]

Vorteile und Chancen[Bearbeiten]

Da auch stark zunehmende Nutzung regenerativer Energien und Energieeffizienzsteigerung auf der Erzeugungs- und Verbrauchsseite selbst unter optimistischen Annahmen fossile Energieerzeugung nur langfristig ablösen wird, wird die weltweite Stromversorgung noch auf Jahrzehnte – insbesondere auch in den Wachstumsländern China und Indien – auf fossile Primärenergieträger angewiesen sein. Es besteht mit der dauerhaften Einlagerung (Endlagerung) des Kohlenstoffdioxids daher gegebenenfalls eine Möglichkeit, die ansonsten zu erwartende steigende Belastung der Atmosphäre mit Treibhausgasen zu reduzieren.

In Sedimentschichten eingelagertes Kohlenstoffdioxid hätte auch (lokal begrenzt und in der Menge ohne Bedeutung) seine Vorteile: In fast erschöpften Erdöllagerstätten könnte man dadurch den Förderdruck erhöhen. Entsprechende Programme laufen bereits in Großbritannien (Nordsee) und den USA. Diese Technik wird EOR (enhanced oil recovery) genannt. Hierfür sind vergleichbare Risiken wie für CCS zu berücksichtigen.

Setzt man Biomasse als Brennstoff ein, könnte man in Verbindung mit CCS CO2 aus dem atmosphärischen Kreislauf entziehen. Damit ließen sich durch menschliche Aktivität verursachte CO2-Emissionen sogar wieder aus der Atmosphäre entfernen.

Die technische Hauptarbeit der CCS Technologie (Rauchgaswäsche) ist zudem Grundvoraussetzung für Windgas. Bei dieser Option wird CO2 mittels Wasserstoff aus unstetig verfügbarem Strom zu speicherfähigem und verzögert nutzbarem Methan umgewandelt.

Nutzbarkeit der Technik[Bearbeiten]

Der Wirkungsgradverlust am Kraftwerk führt bei heutigem Stand der Technik zu einem Effizienzverlust von Kraftwerken um ca. 10 Prozentpunkte.[30] Dies entspricht einem um ca. 30 % erhöhten Ressourceneinsatz.[31] Hieraus resultieren neben hohen Kosten ein schnellerer Verbrauch teils ohnehin knapper Ressourcen und zusätzliche Umweltbelastungen durch Landschaftszerstörung (im Fall z.B. von Braunkohletagebau), den Transport, die Zunahme an Abwärme und die Emission anderer Schadstoffe (Feinstaub, Schwermetalle). Weitere Umweltfolgen entstehen durch erhöhten Anfall von Abwasser und Abfall als Folge des Abscheidungsprozesses. Diese lassen sich mit dem gegenwärtigen Kenntnisstand noch nicht quantifizieren.

In jedem Fall würde die Technik Strom aus Kohlekraftwerken deutlich verteuern.

Bei Pipelinelängen von mehr als 500 km dürften die Verluste umso höher ausfallen. Für Europa ist ein CO2-Pipeline-Netz von 22.000-37.000 km Länge geplant. Legt man die Erfahrungen aus den USA zu Grunde, wäre bei einem 25.000 km langen Pipeline-Netz jedes Jahr mit sechs Leckagen zu rechnen. Nicht eingerechnet ist der langfristige Energieeinsatz, da in den Lagerstätten über Tausende von Jahren ein Monitoring stattfinden sollte. Insofern stellt sich die Frage, ob die Energiebilanz von CCS-Kraftwerken überhaupt positiv ausfällt.

Zusätzlich muss gesehen werden, dass die Technik nicht eine CO2-freie, sondern eine CO2-„arme“ Stromproduktion ermöglicht. Es werden nur etwa 70 % der CO2-Emission tatsächlich vermieden[32].

Lagerung des Kohlenstoffdioxids[Bearbeiten]

Diskutiert wird die Lagerung von Kohlenstoffdioxid derzeit vor allem in tiefen salinaren Aquiferen (salzwasserführende unterirdische Schichten) und ausgedienten Erdöl- und Erdgaslagerstätten. Nach Angaben der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe liegen die Kapazitäten dieser bei etwa 20 Mrd. Tonnen (salinare Aquifere, aufsummiert) bzw. 2,75 Mrd. Tonnen (ausgediente Erdöl- und Erdgaslagerstätten, aufsummiert). Diese Kapazitäten würden genügen, um die Emissionen aller deutschen Kraftwerke für etwa 30–60 Jahre zu lagern. Es handelt sich also nicht um eine langfristige Lösung, nach etwa einer Kraftwerksgeneration wäre die Lagerfähigkeit deutscher unterirdischer Speicher erschöpft.[11] Dies könnte den kurz- bis mittelfristigen Zielen entsprechen, auf die die Technologie ausgelegt ist.[33]

Bei manchen Arten der Lagerung, insbesondere bei der Einleitung ins Meer, könnte das gelagerte CO2 im Laufe von einigen 100 bis 1000 Jahren wieder in die Atmosphäre gelangen, so dass nur eine Verzögerung der Emission erreicht oder es im Extremfall sogar zu einer Erhöhung der CO2-Emission kommen würde (aufgrund des erhöhten Brennstoffeinsatzes wird mehr CO2 produziert als ohne Abscheidung). Auch bei einigen unterirdischen Lagern, die prinzipiell wesentlich zuverlässiger sind, ist die Dichtigkeit des Endlagers schwer einzuschätzen. Das Beobachten von CO2-Lagern ist daher wichtiger Gegenstand der Entwicklung. Die Gefahr des allmählichen Ausgasens, das den klimapolitischen Effekt der CO2-Sequestrierung womöglich unbemerkt zunichtemachen würde, erschwert auch die Suche nach geeigneten Lagerstätten, denn der endgültige Verbleib des Gases muss natürlich gesichert sein (je nach Ansicht für mindestens 200 oder 10.000 Jahre). Die deutsche Bundesregierung hält aus klimapolitischer Sicht eine maximale Leckage-Rate von 0,01 % pro Jahr für akzeptabel[34], bei der nach 1000 Jahren noch ca. 90 % des CO2 im Endlager verbleibt.

Beim Einlagern sehr großer Mengen CO2 wird das Salzwasser aus den Aquiferen verdrängt. Da dieses nicht „nach unten“ ausweichen kann, wird es zur Seite fließen und letztlich an Schwächezonen des Gebirges (Störungszonen) aufsteigen, so dass es dann zu einer Durchmischung mit dem Grundwasser kommen kann. Sichere Lagerungslokalitäten haben jedoch die Anforderung, hinreichend weit von Störungszonen, die eine derart hohe Durchlässigkeit bis zur Erdoberfläche aufweisen, entfernt zu sein. Da es nach Angaben des BGR alleine in Niedersachsen über 16.000 Tiefenbohrungen, Risse und Frakturen bis in die geplanten Speicherhorizonte gibt, reduziert sich dadurch die Zahl möglicher CO2-Endlager noch einmal deutlich.

Weit gefährlicher als das allmähliche Ausgasen des gelagerten Kohlenstoffdioxids wäre ein plötzliches Zutagetreten. Dadurch würden hohe CO2-Konzentrationen erreicht werden, die erstickend wirken (siehe hierzu Nyos-Unglück). Aufgrund von Beobachtungen bei der Erdgasförderung kann das Auftreten von Erdbeben im Bereich der Lagerstätte und damit evtl. ein solches Zutagetreten durch Risse oder an defekten Bohrlöchern nicht grundsätzlich ausgeschlossen werden. Jedoch ist bei den bekannten Bohrloch-Unglücken die Freisetzungsrate erheblich geringer (punktartig, keine große Wasseroberfläche) und damit die zu erwartenden Konzentrationen in der Atemluft geringer.

Die Einleitung großer Mengen CO2 ins Meer kann massive ökologische Folgen haben, etwa durch Senkung des pH-Wertes oder die Bildung von „CO2-Seen“ auf dem Meeresgrund, die das dortige Leben abtöten (siehe dazu auch Kohlenstoffzyklus, hier vor allem Probleme technischer Lösungen).

Die Verfahren zur CO2-Sequestrierung verursachen zusätzliche Kosten in der Stromerzeugung. Die wirtschaftliche Machbarkeit hängt daher wesentlich von den im CO2-Handel festgelegten Preisen der Emissionsrechte ab. Ziel des europäischen Emissionsrechtehandels ist die Förderung CO2-mindernder Technologien, zu denen die CO2-Sequestrierung gehört. Da die CO2-Sequestrierung voraussichtlich erst 2020 großtechnisch zur Verfügung stehen wird, stellt sich von der Kostenseite her zusätzlich die Frage, inwieweit die Technologie dann noch mit erneuerbaren Energien konkurrieren kann. Den Erneuerbaren wird ein großes Kostensenkungspotenzial nachgesagt, wobei die CCS-Technologie zu einer deutlichen Verteuerung der Stromproduktion aus fossilen Energien führen wird. Mehrere Forschungsinstitute haben dazu im Auftrag des Umweltministeriums eine Studie durchgeführt, die zum Ergebnis hat, dass Strom aus Hochsee-Windenergieanlagen bereits ab 2020 günstiger sein könnte als Strom aus fossilen Kraftwerken mit CO2-Sequestrierung.[35]

Alternativen[Bearbeiten]

Kritiker der CO2-Sequestrierung wenden ein, dass alternative Stromerzeugung und ein Ausstieg aus der Kohleverstromung mit weniger Problemen behaftet, weiter entwickelt und zumindest langfristig billiger seien. Insbesondere werden hier genannt:

Biologische Sequestrierung[Bearbeiten]

Die bisherigen Forschungen oder Vorhaben beschäftigen sich in der Regel nur mit der Lagerung von flüssigem oder gasförmigem CO2 oder in Form von Trockeneis. Daneben gibt es aber auch die Möglichkeit, das CO2 als Biomasse zu binden und als daraus gewonnenen Kohlenstoff zu speichern, also z.B. als pyrogenen Kohlenstoff in Form von Biokoks oder Schwarzerde (siehe auch Terra preta: schwarze Erde in Amazonien). Auf diese Aggregatform sind die meisten der oben genannten Kritikpunkte dann nicht mehr zutreffend. Dieser Umweg zeigt allerdings, dass es am effektivsten wäre, die fossilen Kohlenstoffablagerungen gleich unberührt liegen zu lassen, anstatt sie nachträglich wieder herzustellen.

Eine weitere mögliche Sequestrierung bietet Aufforstung, die laut der Gesellschaft Deutscher Chemiker (Mai 2004) sinnvoller und wesentlich preiswerter zu realisieren sei als die Abtrennung von CO2 aus Abgasen. Allerdings wird nur dann CO2 dauerhaft gebunden, wenn das erzeugte Holz nicht verbrannt wird oder verrottet, sondern zu Häusern oder Möbeln verbaut wird. Holz stellt eine lagerfähig gebundene Form des Kohlenstoffs dar, aus der auch eine verdichtete und vor Verrottung geschützte Speicherungsform hergestellt werden könnte. Wirksam wäre auch die Wiedervernässung von Mooren, da hier durch den Aufwuchs des Torfmooses im zusätzlich entstehenden Torf Kohlenstoff gebunden werden kann. Durch die Wiedervernässung kommt es zum Luftabschluss, was den Abbau der organischen Substanz und damit die erneute Freisetzung des CO2 verhindert. Oftmals kommen derartige Maßnahmen auch anderen Zielen des Umweltschutzes zugute.

Privatpersonen können die CO2-Sequestrierung durch Aufforstung durchführen.

Weiterhin wird derzeit die Düngung von Meeresgebieten mit Eisen erforscht. Damit soll das Wachstum von Algen befördert werden. Diese binden wie Pflanzen an Land CO2, sinken danach idealerweise auf den Meeresgrund und verbleiben dort. Allerdings sind die Auswirkungen auf die dadurch stark beeinflussten Ökosysteme bisher weitgehend unbekannt und es ist unklar, wie viel CO2 durch diese Methode tatsächlich dauerhaft der Atmosphäre entzogen wird. Derzeit führt das Alfred-Wegener-Institut das Experiment LOHAFEX (siehe auch EisenEx) durch, um Erkenntnisse zu diesen Fragen zu gewinnen.

Kosten[Bearbeiten]

Die Kosten der CO2-Sequestrierung setzen sich zusammen aus:

  • Kapitalkosten für die Abscheideanlagen
  • Betriebskosten der Abscheideanlagen
  • Kosten für den zusätzlichen Brennstoffeinsatz aufgrund des reduzierten Wirkungsgrads der Kraftwerke
  • Kosten für den Transport zu den Lagern
  • Kosten für die Lagerung inklusive der Überwachung.
  • Kosten für den Katastrophenschutz und die Abwehr von Schadensfällen.

Die Höhe ist gegenwärtig noch nicht bekannt. Das Global CCS Institute schätzt, dass die Kosten gegenwärtig bei 23 bis 92 US-Dollar pro Tonne vermiedenes CO2 liegen und durch künftige Forschungs- und Entwicklungsarbeit weiter sinken können[36] Da die Preise der CO2-Zertifikate in der EU langfristig über 20 Euro gesehen werden, kann die CCS-Technologie somit die Wirtschaftlichkeit erreichen. Vorausgesetzt wird hierbei allerdings, dass andere Alternativen (z.B. erneuerbare Energieträger) nicht in ausreichendem Maße oder nur zu höheren Kosten zur Verfügung stehen.

Kritik des Umweltrates[Bearbeiten]

Der Gesetzentwurf zu CCS traf im Mai 2009 auf deutliche Kritik beim Sachverständigenrat für Umweltfragen.[37] Empfohlen wird stattdessen ein Forschungsgesetz für eine begrenzte Zahl von Demonstrationsprojekten. Das Papier warnt eindringlich vor Risiken und versteckten Kosten und nennt folgende Punkte:

  • Risiken sind noch unerforscht. Das Gesetz würde CCS aber gleich in großem Maßstab ermöglichen. Die Einlagerung ist irreversibel.
  • Bis heute gibt es keinen säurefesten Beton, um die Bohrlöcher verschließen zu können. Es droht ein weiteres nicht kontrollierbares Endlagerproblem.
  • Ewigkeitskosten über mehrere 1000 Jahre aus Steuergeldern, da die Energiekonzerne 30 Jahre nach Stilllegung die Lagerstätten an den Bund übergeben. Dieser trägt dann das Haftungsrisiko und die Monitoringkosten.
  • Nutzungskonflikte mit Geothermie und Druckluftspeichern für die Windkraft. CCS hätte durch das Gesetz faktisch Vorrang.
  • Gesetzentwurf ist übereilt, da bis 2020 durch CCS noch kein nennenswerter Beitrag zu erwarten sei.
  • Indirekte Förderung der Kohlekraft durch kostenlosen Zugang zu begrenzten Ressourcen an Speicherkapazität
  • Hohe direkte Subventionen für CCS für Energiekonzerne zu Lasten erneuerbarer Energien
  • fehlende Raumordnung / Einflussnahme vor Ort
  • wichtige Einzelheiten nicht geregelt
  • Akzeptanzprobleme unterschätzt

Zudem äußert der Umweltrat Kritik an CCS in Verbindung mit Kohlekraft:

  • Abspaltung, Transport und Einlagerung verschlechtern den Wirkungsgrad der Kraftwerke
  • Technik würde erst nach immensen Investitionen zur Verfügung stehen

Kohle- und Windkraft ergänzen sich schlecht[Bearbeiten]

Generell bewertet der Umweltrat den Umgang mit CCS als „Weichenstellung für die deutsche Energie- und Klimapolitik“. So ist der Bau neuer Kohlekraftwerke nur mit den Klimaschutzzielen vereinbar, wenn CCS installiert wird. Kohle- und Atomkraft gelten allerdings als nicht geeignet, um die wachsenden Mengen aus Wind- und Solarenergie flexibel zu ergänzen. Bei wechselnden Windverhältnissen sind solche Grundlastkraftwerke z.B. nicht in der Lage, schnell hoch- oder runterzufahren. Ein hoher Anteil an Wind- und Sonnenenergie würde sich negativ auf die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken auswirken. Hieran hätten die einflussreichen Energiekonzerne also kein Interesse. Schlussfolgerung laut Umweltrat: „Ein hoher Anteil an Grundlastkraftwerken kann dem weiteren Ausbau von erneuerbaren Energien im Wege stehen.“

Gas- oder Wasserkraftwerke können dagegen schneller reagieren und eignen sich entsprechend besser zur Ergänzung.

Die Diskussion mündet in der Frage, ob auf neue Kohlekraftwerke bei vollständiger Versorgungssicherheit verzichtet werden kann. Der Umweltrat positioniert sich hier eindeutig: „Die Systementscheidung sollte zugunsten der erneuerbaren Energien erfolgen.“[38]

Lagerstätten sollten nicht für Kohlekraftwerke genutzt werden[Bearbeiten]

Der Umweltrat lehnt CCS nicht grundsätzlich ab. Statt die Lagerstätten jedoch für Kohlekraftwerke aufzubrauchen, sollte stattdessen zu einem späteren Zeitpunkt der Atmosphäre CO2 durch Biomasse aktiv entzogen werden. Dies könnte in der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts nötig werden, um den Klimawandel in Grenzen zu halten.

Bevorzugung von CCS problematisch[Bearbeiten]

Das Gesetz gibt Unternehmen nach erfolgter Untersuchung ein Recht, die Ressource Untergrund dauerhaft zu nutzen. Private Eigentumsrechte oder Planungshoheiten von Gemeinden, Kreisen und Bundesländern spielen dann keine Rolle mehr. Die Behörden wären gezwungen, zu genehmigen: Zum Zuge komme derjenige, „der zuerst einen Antrag stellt“. Somit wird CCS nach Ansicht des Umweltrates deutlich gegenüber zukünftigen alternativen Energien wie Geothermie und Druckluftspeichern bevorteilt, da diese dann nicht mehr in Frage kämen.

Subventionierung[Bearbeiten]

  • Die Stellungnahme beziffert die Forschungsgelder der aktuellen Programme in der EU auf 745 Millionen Euro.
  • Im Konjunkturprogramm der EU vom März 2009 sind demnach weitere 1,05 Milliarden Euro vorgesehen.
  • Hinzu kämen geschätzte 9 Milliarden Euro durch Emissionszertifikate, die bis 2015 speziell für CCS reserviert wurden.
  • Staatliche Umweltschutzbeihilfen könnten ebenfalls in CCS-Projekte fließen.
  • Die Europäische Investitionsbank soll 1 Mrd. Euro an Darlehen u.a. zur CCS-Förderung bereitstellen.

Fazit aus der Stellungnahme: „Die den Unternehmen entstehenden Mehrkosten (…) könnten – in Abhängigkeit für den Preis der Emissionszertifikate – weitgehend bis vollständig durch die geplante Förderung auf EU-Ebene gedeckt werden“. Es müsse geprüft werden „wie sich die Subventionierung von CCS auf die Wettbewerbsfähigkeit anderer Klimaschutztechnologien auswirkt“.

Umsetzung[Bearbeiten]

Forschungsprogramme[Bearbeiten]

CO2-Abscheider im Labormaßstab (im Institut für Energie- und Umwelttechnik), Duisburg

In vielen Industrieländern der Erde wird die CO2-Sequestrierung erforscht. Die Europäische Union hat ihren bisherigen Forschungsetat für diesen Bereich von 30 auf 200 Millionen Euro aufgestockt. Im Rahmen des European Energy Programme for Recovery[39] wurden 2009 Förderzusagen über 1 Milliarde Euro für CCS-Projekte gegeben. Auch in den USA existiert bereits seit 1997 ein derartiges Forschungsprogramm.

In der Bundesrepublik Deutschland wird in Forschungsprojekten im Rahmen der Programme Geotechnologien[40] und Cooretec[41] untersucht, wie der notwendige Kraftwerksneubau in Deutschland von 40 GW (etwa 1/3 der Engpassleistung aller deutschen Kraftwerke) so gestaltet werden sollte, dass die notwendige Reduzierung der CO2-Emissionen erreicht werden kann. So müssen insbesondere die Wirkungsgrade der Kraftwerke maximiert werden, weil so der CO2-Anfall an der Quelle minimiert wird. Weiterhin erprobt man die Realisierung von Kraftwerkstechnologien mit CO2-Abtrennung (Prognose: Ersteinsatz bis 2030) sowie Möglichkeiten, das Gas aus den Rauchgasen konventioneller Kraftwerke abzuscheiden. Zuletzt wird nach Möglichkeiten gesucht, das abgetrennte CO2 dauerhaft und sicher zu lagern.

Im September 2009 hat das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) die Finanzierung eines Projekts zur Untersuchung von Speicherstandorten gestoppt.[42]

Auf EU-Ebene wurde die Technologieplattform für CO2-freie Kraftwerke (TP ZEFFPP) eingerichtet, die in internationaler Kooperation von Experten aus Nichtregierungsorganisationen, Wissenschaft und Industrie den Stand der Forschung untersucht und den Handlungsbedarf ermittelt, um die Vision CO2-freier Kraftwerke umzusetzen. Dieses Gremium erarbeitet auch Vorschläge für die Ausrichtung des 7. Forschungsrahmenprogramms der EU. Hierzu ist allerdings anzumerken, dass der Begriff CO2-freie Kraftwerke irreführend ist, es geht allenfalls um eine Reduzierung der CO2-Abgabe in die Atmosphäre. Dies gilt insbesondere, wenn nicht nur das Kraftwerk, sondern die Stromerzeugung aus Kohle insgesamt betrachtet wird.

Pilotanlagen für die Abscheidung[Bearbeiten]

Derzeit wird in verschiedenen Anlagen die CO2-Abscheidung in Kraftwerken im Pilotmaßstab erprobt:

Im Kraftwerk Schwarze Pumpe wurde die CCS-Technologie durch Alstom und Vattenfall Europe getestet[46], am 9. April 2014 wurde bekannt, dass Vattenfall die Anlage auf Grund der politischen Rahmenbedingungen komplett stilllegt und demontiert.

Speicherstätten, Projekte und Bürgerprotest[Bearbeiten]

Die möglichen Lagerungskapazitäten für CO2 werden für die Bundesrepublik Deutschland mit etwa 12 Milliarden Tonnen (= Gigatonnen) CO2 plus/minus 3 Milliarden Tonnen angenommen[47]. Diese Zahlen beruhen weitgehend auf Schätzungen und haben sich in der Vergangenheit deutlich verändert, meist nach unten. Umfangreiche Untersuchungen dazu finden sich bei der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR).[48]

Schleswig-Holstein[Bearbeiten]

Der Stromversorger RWE hatte zwischen 2006 und 2010 Planungen verfolgt, eine CO2-Abscheidung an einem neuen Braunkohlekraftwerk auf dem Standort des Goldenbergwerks in Hürth zu installieren sowie dieses CO2 über eine 530 km lange Pipeline ins nördliche Schleswig-Holstein zu pumpen und dort zu verpressen. Ursprünglich sollte die Anlage 2015 in Betrieb gehen.

Schleswig-Holsteins Umweltminister Christian von Boetticher, Wirtschaftsminister Dietrich Austermann (beide CDU) und RWE Dea hatten das "gemeinsame Projekt" zunächst mit einem "Startschuss" angekündigt[49]. Zunächst war grob von Nordfriesland und Ostholstein als Speicherregion die Rede. Im Mai 2009 hatte das Landeswirtschaftsministerium Bodenuntersuchungen in beiden Regionen genehmigt. RWE Dea startete zunächst in Südtondern/Schafflund in einer etwa 20 mal 15 km Region in den Ämtern Südtondern, Mittleres Nordfriesland und Schafflund.

Ende Mai und Anfang Juni 2009 stellte RWE Dea das Projekt dann erstmals den Bürgermeistern der betroffenen Gemeinden im Detail vor. Geplant waren mehrere 1000 unterirdische Sprengungen für seismische Tests zur Eignung der geologischen Formationen. Vor Ort treffen die Pläne auf starken Widerstand. Die Bürgerinitiative gegen das CO2-Endlager e.V. in Schleswig-Holstein hatte nach eigenen Angaben von Mai bis November 2009 mehr als 80.000 Unterschriften für eine Petition gesammelt, regelmäßige Demonstrationen, Aufkleber und Plakate erstellt und Menschenketten organisiert. Ämter und Gemeinden organisierten im Sommer 2009 zahlreiche gut besuchte Infoveranstaltungen[49], auf denen RWE-DEA das Projekt vorstellten und verschiedene Redner aus Forschung, Behörden und Umweltverbänden kontrovers diskutierten.

Landes-SPD, SSW, Grüne und Die Linke hatten sich in Schleswig-Holstein schon früh gegen das Projekt ausgesprochen. Im Juni und Juli 2009 folgten zahlreiche einstimmig verabschiedete Resolutionen von Kreistagen, Gemeinden und Verbänden. Der parteiübergreifende Protest vor Ort führte dazu, dass auch die Schleswig-Holsteinische CDU umschwenkte und das Projekt nicht weiter vorantreiben wollte. Auch die FDP lenkte ein. Somit beschloss der Schleswig-Holsteinische Landtag am 17. Juni 2009 einstimmig, das Speichervorhaben abzulehnen und das CCS-Gesetz im Bundesrat abzulehnen. Nach der Landtagswahl 2009 bekräftigte die Landesregierung ihre ablehnende Haltung. RWE nahm daraufhin von seinen Plänen Abstand und legte das gesamte CCS-Projekt auf Eis[50].

Brandenburg[Bearbeiten]

Bürgerprotest

In Brandenburg wollte der Energiekonzern Vattenfall CO2 an einem neuen Block des Braunkohlekraftwerk in Jänschwalde abspalten, über Pipelines transportieren und bei Beeskow (Landkreis Oder-Spree) oder Neutrebbin (Landkreis Märkisch-Oderland) im Untergrund verpressen. Für dieses Projekt waren Fördergelder der EU in Höhe von 180 Millionen Euro vorgesehen gewesen [51] Die Resonanz auf das Projekt war im Land gespalten. Während die Landesregierung, Handels- und Handwerkskammer sowie Teile der Gewerkschaften wie beispielsweise die IGBCE das Projekt befürworteten [52], gab es vor Allem in den avisierten Speicherregionen Ablehnung. Gegen das Projekt hatten die Bürgerinitiativen CO2ntraEndlager und CO2-Endlager-stoppen e.V. mehr als 10.000 Unterschriften gesammelt. Politische Unterstützung erhalten die Brandenburger Bürgerinitiativen durch den CDU-Bundestagsabgeordneten Hans-Georg von der Marwitz aus Märkisch-Oderland, der in CCS einen wirtschafts- und umweltpolitischen Irrweg sieht[53]. Ebenso hat sich die Evangelische Kirche Berlin-Brandenburg-schlesische Oberlausitz (EKBO) in einem Beschluss der Synode am 30. Oktober 2010 aufgrund ungeklärter Risiken gegen die Erprobung von CCS in Brandenburg ausgesprochen[54]. Die Linke ist in der CCS-Frage gespalten: Während Einzelstimmen CCS ablehnen[55], steht die Brandenburger Landespartei und insbesondere Wirtschaftsminister Christoffers zur Koalitionsvereinbarung mit der SPD, in der sie CCS unterstützt[56], obwohl Die Linke zuvor im Wahlkampf 2009 mit dem Slogan "Konsequent gegen CO2-Endlager" geworben hatte.[57]

Nachdem das Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe Brandenburg (LBGR) die Aufsuchungserlaubnis für die Erkundungsregion Birkholz-Beeskow und Neutrebbin 2009 erteilt hatte, war Vattenfall aufgefordert gewesen Betriebspläne für die Erkundung (Seismik, Bohrung) aufzustellen und genehmigen zu lassen [58]. Hierzu kam es nicht mehr. Im Dezember 2011 stellte Vattenfall das Projekt unter Hinweis auf das verzögerte Gesetzgebungsverfahren zum Kohlendioxidspeichergesetz (KSpG) ein[59].

Niedersachsen[Bearbeiten]

Pressemeldungen zufolge hatte im Juni 2009 die E.ON Gas Storage GmbH (EGS) Anträge zur Aufsuchung von Sole in den Landkreisen Wesermarsch und Cuxhaven und weiteren Landkreisen im Zusammenhang mit Kraftwerksplanungen in Wilhelmshaven eingereicht[60]. E.ON hat das Projekt nach 2010 nicht weiterverfolgt.

Der dänische Konzern Dong Energy dachte 2009 darüber nach, für ein neues Kohlekraftwerk in Emden CCS einzusetzen. Eine Lagerstätte wurde noch nicht benannt.[61]

Sachsen-Anhalt[Bearbeiten]

Im Bereich Winterfeld/Mahlsdorf, Landkreis Salzwedel, will die Firma GDF Suez zusammen mit Vattenfall in dem fast leergeförderten Erdgasteilfeld Altensalzwedel die Speicherung von Kohlenstoffdioxid in Verbindung mit der Förderung des restlichen Erdgases in Höhe von rund 2 Mrd. m³ erproben.[62]

Siehe auch[Bearbeiten]

EE-Gas: Stromspeicherung durch Methan-Synthese, wodurch CO2 gebunden wird Carbon Capture and Usage

Literatur[Bearbeiten]

Übersichtsliteratur[Bearbeiten]

Gesetzestexte[Bearbeiten]

Aufsätze[Bearbeiten]

  • Robert H. Socolow: Können wir das Klimaproblem begraben? In: Spektrum der Wissenschaft. Heidelberg, 03/2006, S. 72 ff., ISSN 0170-2971, kostenfrei abrufbar bei wissenschaft-online (PDF; 348 kB)
  • Oliver Mayer-Spohn, Markus Blesl, Ulrich Fahl, Alfred Voß: Logistik der CO2-Sequestrierung – Optionen für den CO2-Transport. In: Chemie Ingenieur Technik. 78.2006,4, S. 435–444, ISSN 1522-2640
  • L. Dietrich: CO2-Abscheidung und Ablagerung (CAA) im deutschen und europäischen Energieumweltrecht. Baden-Baden 2007, Forum Energierecht Bd. 12, zugl. Diss. Universität Osnabrück, 264 Seiten, ISBN 978-3-8329-2864-3
  • Lutz Wicke, „Mit CCS oder gar nicht“, Artikel zur technischen Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit der Sequestrierung, der ein „Schweigekartell der Oberingenieure“ analog zur Diskussion um die Abscheidung von Schwefeldioxid in den 1970er Jahren ins Feld führt.
  • Rainer Wolf: CCS, Anlagengenehmigungsrecht und Emissionshandel, Zeitschrift für Umweltrecht (ZUR) 12/2009, S. 571–579. (PDF-Datei; 149 kB)
  • Ernst Riensche, Sebastian Schiebahn, Li Zhao, Detlef Stolten: Kohlendioxid-Abtrennung aus Kohlekraftwerken - Aus der Erde in die Erde. In: Physik in unserer Zeit 43(4), S. 190–197 (2012), ISSN 0031-9252

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Konrad Kleinknecht: Wer im Treibhaus sitzt, Piper, 2007, ISBN 978-3-492-05011-1
  2. a b Johannes Peter Gerling: Kohlendioxidspeicherung – Stand in Deutschland und Europa, in: Spektrum der Wissenschaft, Dossier 4/2009, Die fiebernde Erde, S. 70
  3. http://www.co2-cato.org/cato-download/317/20090917_123323_Holst_Manuscript_GHGT8_J._van_Holst.pdf
  4. Abanades, Carlos Juan; Alonso, Mónica; Rodriguez, N.; González, Belén; Grasa, Gemma S.; Murillo, R. (Nov. 2008): Capturing CO2 from combustion flue gasses with a carbonation calcination loop. Experimental results and process development.
  5. IDW-Online 31. Oktober 2011
  6. Empfehlungen des COORETEC-Beirates zur Förderung von Forschung und Entwicklung CO2-emissionsarmer Kraftwerkstechnologien und CO2-Abscheide- und Speichertechnologien (pdf-Datei)
  7. CCS-Versuchsanlage an der Technischen Universität Darmstadt
  8. Birgit Kessler, Jörg von Eysmondt und Heinrich Merten: Nutzung von CO2 aus Rauchgas für chemische Synthesen. In: Chem.-Ing-Tech. 64 (1992) Nr. 12, S. 1078, VCH-Verlagsgesellschaft Weinheim
  9. Das Sleipner-Projekt der norwegischen Firma Statoil (Einlagerung von CO2 im norwegischen Nordsee-Meeresgrund) (englisch)
  10. TÜV NORD CERT: Kraftwerksprüfung nach Carbon Capture Ready auf tuev-nord.de
  11. a b Gabriela von Goerne (2009) CO2-Abscheidung und -Lagerung (CCS) in Deutschland; Germanwatch Hintergrundpapier (PDF-Datei; 374 kB)
  12. Peter B. Kelemen and Jürg Matter: In situ carbonation of peridotite for CO2 storage . In: Proceedings of the National Academy of Sciences. 2008 [1]
  13. Kevin Bullis: Der Klimagas Killer. Zur CO2-Sequestrierung in Peridotit. Technology Review vom 17. November 2008. Online auf heise.de.
  14. CO2SINUS CO2 Speicherung in vor Ort umgewandelten Kohleflözen – Forschungsprojekt an der RWTH Aachen
  15. IFM-GEOMAR: SUGAR-Projekt Erforschung der CO2-Sequestrierung in submarinen Gashydrat-Lagerstätten
  16. vgl. z.B. Y.K. Kharaka, D.R. Cole, S.D. Hovorka, W.D. Gunter, K.G. Knauss and B.M. Freifeld: Gas-water-rock interactions in Frio Formation following CO2 injection: Implications for the storage of greenhouse gases in sedimentary basins, The Geological Society of America, 24. Februar 2006
  17. Wissenschaftler warnen vor Erdbeben durch CO2-Speicherung . In: Süddeutsche Zeitung, 19. Juni 2012. Abgerufen am 19. Juni 2012.
  18. Earthquake triggering and large-scale geologic storage of carbon dioxide. Abstract. Abgerufen am 19. Juni 2012
  19. Dietrich und Schäperklaus, Der Raum wird knapp: über die Steuerbarkeit, Erdöl Erdgas Kohle 125. Jg. 2009, Heft 1
  20. Amtsblatt der Europäischen Union EU-Richtlinie 2009/31 zur geologischen Speicherung von Kohlenstoffdioxid
  21. CCS in Europe (Informationsseiten der EU-Kommission zur Regulierung von CCS, engl.)
  22. Europäisches Parlament: „EU-Klimaschutzpaket 2020: CO2-Abtrennung und Speicherung“ (Website des Europäischen Parlaments, 14. Mai 2008)
  23. Präsentation EU-Kommission Oktober 2011
  24. [2] Kohlendioxid-Speicherungsgesetz
  25. Meldung Spiegel Online zum gescheiterten CCS-Gesetz vom Juni 2009
  26. Pressemitteilung Bundesumweltministerium zum CCS-Gesetzentwurf April 2011
  27. Spiegel online zum Bundesratsbeschluss September 2011
  28. Mitteilung des Bundestags zum Anrufen des Vermittlungsausschuss November 2011
  29. Positionspapier von EnBW
  30. Die Zeit, 2009, Wettlauf um die weiße Kohle
  31. Vorlage:Internetquelle/Wartung/Zugriffsdatum nicht im ISO-FormatVorlage:Internetquelle/Wartung/Datum nicht im ISO-FormatHans-Werner Sinn: Das grüne Paradoxon: Warum man das Angebot bei der Klimapolitik nicht vergessen darf. Hrsg.: ifo Institut für Wirtschaftsforschung an der Ludwig-Maximilians-Universität München und Lehrstuhl für Finanzwissenschaft, Januar 2008, S. 45, abgerufen am 21. Juni 2009 (Ifo Working Paper No.54; PDF; 687 kB, deutsch): „[…] Leider ist eine solche Lösung […] teuer, weil man viel Energie für die Verpressung benötigt (ungefähr ein Drittel der erzeugten Energie).“
  32. Umweltbundesamt: Technische Abscheidung und Speicherung von CO2 – nur eine Übergangslösung
  33. GeoCapacity project description
  34. CO2-Abscheidung und -Lagerung, Antwort der Bundesregierung auf eine Kleine Anfrage von Abgeordneten der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen im Deutschen Bundestag, 18. April 2007 (PDF; 246 kB)
  35. PDF bei www.bmu.de
  36. cdn.globalccsinstitute.com (PDF-Datei; 1,93 MB)
  37. Stellungnahme des Sachverständigenrates für Umweltfragen (PDF-Datei; 429 kB)
  38. Weichenstellungen der Stromversorgung (Prof. Hohmeyer) (PDF-Datei; 174 kB)
  39. [3]
  40. Forschungsprogramm Geotechnologien
  41. Forschungsprogramm Cooretec
  42. Universität Kiel: CCS-Forschungsprojekt gestoppt
  43. Pressemitteilung Siemens und E.ON Kraftwerke errichten Pilotanlage zur CO2-Abscheidung aus Kohlekraftwerken auf siemens.de
  44. Pressemitteilung Bundeswirtschaftsministerium fördert Pilotprojekt für eine CO2-Wäsche von RWE Power, BASF und Linde auf rwe.com
  45. EnBW Kraftwerke AG baut zweite Testanlage zur Abscheidung von CO2. Pressemitteilung der EnBW, 26. Juli 2010, abgerufen am 20. November 2010
  46. Alstom erhält Auftrag für CO2-freies Kraftwerk in Schwarze Pumpe
  47. [4] Knopf et al.: Neuberechnung möglicher Kapazitäten zur CO2-Speicherung in tiefen Aquifer-Strukturen, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen (2010)
  48. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe
  49. a b Chronologie CCS-Projekt Schleswig-Holstein
  50. [5] RWE-Projekt CCS-Kraftwerk und Speicherung
  51. Pressemitteilung der EU-Kommission zur Förderung von CCS aus dem Konjunkturpaket
  52. [6]
  53. Positionspapier von Hans-Georg von der Marwitz MdB (CDU) zu CCS
  54. [7]
  55. http://www.dielinke-brandenburg.de/index.php?id=34168
  56. http://www.dielinke-brandenburg.de/fileadmin/Koalition/Beschluss%20Anforderungen%20an%20ein%20CCS%20Gesetz.pdf
  57. http://www.co2bombe.de/joomla/images/stories/co2/aktion_23082010/p8210269.jpg
  58. europaticker 11/02 Erkundungsbeirat soll klären, ob CO2 in Ost-Brandenburg unterirdisch gespeichert werden kann
  59. [8] Pressemitteilung von Vattenfall zur Einstellung des CCS-Projekt Jänschwalde
  60. Nordsee-Zeitung über CCS-Pläne im Wesergebiet
  61. Ostfriesen-Zeitung über CCS-Pläne in Emden
  62. Heimnz Wendel: The Altmark Gas Field. Erdöl Erdgas GmbH, abgerufen am 20. November 2010 (PDF-Datei; 620 kB)

Weblinks[Bearbeiten]