Date post: | 07-Mar-2016 |
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SPEICHERU
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VON
CO2
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UN
TERGRU
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Eine Schlüsseltechnologiefür den Klimaschutz
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Inhalt
Was ist Kohlendioxid (CO2)? 2
Abscheidung und Lagerung des Treibhausgases CO2 – Warum? 5
Die Prozesskette »CO2-Abscheidung, -Transport und -Speicherung« 9
CO2-Speicherung in Deutschland 20
Sicherheit zukünftiger CO2-Speicher 22
Was kostet die CCS-Technologie? 25
Die CCS-Technologie – Ein innovatives Forschungsfeld 26
CCS – Eine grenzüberschreitende Technologieentwicklung 29
Glossar 32
Anhang 34
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Was ist Kohlendioxid (CO2)?
CO2 entsteht sowohl bei der vollständigen Verbrennung
von kohlenstoffhaltigen Substanzen unter ausreichendem
Sauerstoff, als auch im Organismus von Menschen und
Tieren. Das CO2 wird dabei über den Atem wieder abgege-
ben. Umgekehrt sind Pflanzen in der Lage, CO2 durch die
Kohlendioxid-Fixierung in Biomasse umzuwandeln. So pro-
duzieren Pflanzen bei der Photosynthese aus anorganischem
CO2 die lebenswichtige Glukose.
CO2 ist in unserem Alltag ein ständiger Begleiter. Weit ver-
breitete Anwendung findet es in der Lebensmittelindustrie:
So ist für viele Menschen das Glas Sprudel, Bier oder Sekt
ohne die »prickelnde« Wirkung des im Wasser gelösten CO2
undenkbar. Kohlendioxid wird aber auch in Feuerlöschern,
als Dünger in Gewächshäusern sowie als Trockeneis oder
Bühnennebel im Theater eingesetzt.
Natürliche CO2-Ausgasungen sind ebenfalls allgegenwär-
tig. So geben die Böden offenbar in erheblichen Mengen
CO2 ab. Messungen im brandenburgischen Ketzin ergaben,
dass von einer 3 x 3 Kilometer großen Fläche rund 30.000
Tonnen natürliches CO2 pro Jahr an die Atmosphäre abgege-
ben werden. Aus der Eifel sind ebenfalls natürliche CO2-Ex-
halationen bekannt. Sie sind vulkanischen Ursprungs und
zum Teil so stark, dass sich sogenannte Kaltwasser-Geysire
bilden können. Wissenschaftler schätzen, dass pro Jahr 0,5
bis 1 Million Tonnen CO2 aus den Tiefen der Eifel in die
Atmosphäre strömen.
Natürlich vorkommendes Kohlendioxid ist zudem ein wich-
tiger Bestandteil unserer Atmosphäre. Die derzeitige Konzen-
tration beträgt 0,0380 %. Während die kurzwellige Sonnen-
strahlung ungehindert die Atmosphäre passieren kann,
absorbiert das CO2 der Atmosphäre einen Teil der von der
Erdoberfläche reflektierten Wärmestrahlung. Diese Eigen-
schaft macht Kohlenstoffdioxid zu einem so genannten Treib-
hausgas. Nach Wasserdampf ist Kohlenstoffdioxid mengen-
Kohlendioxid oder besser Kohlenstoffdioxid (CO2) ist eine chemische
Verbindung aus Kohlenstoff und Sauerstoff. Es ist ein farb- und
geruchloses Gas und ein natürlicher Bestandteil unserer Atmosphäre
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mäßig das wirksamste Treibhausgas. Ohne diesen
natürlichen Treibhauseffekt wäre die mittlere
Temperatur auf der Erdoberfläche nur -18 °C.
CO2 ist somit in hohem Maß für das lebens-
freundliche Klima der Erde mitverantwortlich.
In hohen Konzentrationen ist CO2 gesund-
heitsgefährdend. Aus der medizinischen For-
schung in der Luftfahrt und im Bergbau ist be-
kannt, dass CO2-Konzentrationen von mehr als 8
Prozent zum Tode führen können. Unglücksfälle
sind unter anderem aus Weinkellern, Futtersilos,
Brunnen oder Jauchegruben bekannt, wo sich
durch Gärprozesse beträchtliche Mengen an CO2
bilden. Wenn nicht für ausreichende Entlüftung –
also Sauerstoffzufuhr – gesorgt ist, bilden sich
gefährliche Konzentrationen von CO2: aufgrund
der höheren Dichte im Vergleich zu Luft vor allem
in Bodennähe (»Kohlenstoffdioxid-See«).
CO2 – ein alltäglicher Begleiter.
Links: Im Kaltwasser-Geysir in
Wallenborn (Vulkaneifel).
Unten: CO2-Blasen im
klassischen Sprudel.
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4
Die Zugbahn des Hurrikans Katrina vor der Küste von
New Orleans im Herbst 2005. Durch die Erwärmung der
Atmosphäre könnten solche extremen Wettersituationen
in Zukunft häufiger auftreten.
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5
Abscheidung und Lagerung desTreibhausgases CO2 – Warum?
Anthropogenes CO2 wird überall dort freigesetzt, wo Erd-
öl, Kohle oder Erdgas zur Energieerzeugung verbrannt wird.
Heute liegt die CO2-Konzentration in der Atmosphäre mit
circa 380 ppm (0,0380 %) deutlich über dem vorindustriellen
Niveau von rund 280 ppm. Bis Ende dieses Jahrhunderts
erwarten Klimaexperten einen Anstieg auf über 700 ppm.
Die Folgen wären eine globale Erwärmung um 4,5 °C oder
mehr, extreme Wettersituationen und nachhaltige Schäden
für viele Ökosysteme. Das Intergovernmental Panel of
Climate Change (IPCC) hält eine maximale Erwärmung der
mittleren Oberflächentemperatur der Erde um 2 °C gegen-
über der vorindustriellen Zeit für noch tolerabel. Um dieses
Ziel zu realisieren, müssen die globalen CO2-Emissionen
zunächst stabilisiert und bis 2050 auf etwa die Hälfte der
Werte von 1990 reduziert werden.
Neben der Einsparung von Energie, der Effizienzsteigerung
von Kraftwerken und dem verstärkten Einsatz erneuerbarer
Energien gilt die Abscheidung und geologische Speicherung
von CO2 (CCS: Carbon Capture and Storage) als eine wich-
tige Option im Portfolio der CO2-Vermeidungsstrategien.
Derzeit geht circa ein Drittel des globalen CO2-Ausstoßes auf
das Konto von Kraftwerken, die mit fossilen Rohstoffen
betrieben werden – mit steigender Tendenz. Zahlreiche
Energieszenarien prognostizieren, dass auch Mitte dieses
Jahrhunderts die fossilen Energieträger noch mindestens
einen Anteil von 50 % an der weltweiten Energieversorgung
haben werden: mit unmittelbaren Auswirkungen auf die
weltweiten CO2-Emissionen. Große Punktquellen, wie Kohle-
kraftwerke oder Industrieanlagen, eignen sich daher am ehe-
sten, das klimaschädliche CO2 »einzufangen«, um es dann
an geeigneter Stelle sicher zu speichern. Einige Experten
sprechen bereits vom »negativen Schornstein«.
Spätestens seit dem UN-Klimabericht vom Februar 2007 gilt es
als erwiesen, dass der vom Menschen verursachte Ausstoß von
Kohlendioxid (CO2) den natürlichen Treibhauseffekt verstärkt.
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CO2-Emissionen – Wo steht Deutschland heute?
Deutschland beteiligt sich an einer Reihe internationaler Aktivitäten, um
die anthropogenen Treibhausgasemissionen zu mindern. Im Rahmen des
Kyoto-Protokolls hat sich die Bundesregierung verpflichtet, bis spätestens
2012 den Ausstoß an Treibhausgasen um 21 % gegenüber dem Bezugsjahr
1990 zu reduzieren. Dem Kohlendioxid kommt die größte Bedeutung zu.
Deutschland gehört zu den wenigen Industrieländern, die ihre CO2-
Emissionen seit 1990 deutlich reduzieren konnten. Um das Kyoto-Ziel zu
erreichen, müssen jedoch weitere Anstrengungen unternommen werden.
Auch über 2012 hinaus sind anspruchsvolle Ziele ins Auge gefasst: So sollen
die jährlichen CO2- Emissionen Deutschlands bis 2020 um 40 % gegenü-
ber 1990 abgesenkt werden. Auf dem G8 Gipfel in Heiligendamm (6.-8.
Juni 2007) vereinbarten die führenden Industrienationen, die globalen CO2-
Emissionen bis 2050 um mindestens die Hälfte zu reduzieren. Grundlage
der in Heiligendamm getroffenen Klimaschutzvereinbarung bilden die
Beschlüsse der EU.
In Deutschland sind fossile Rohstoffe derzeit die wichtigsten
Primärenergieträger. Bei der Stromerzeugung wird dies besonders deut-
lich: Allein die Steinkohle und die heimische Braunkohle tragen mit
knapp 47 % zur gegenwärtigen Stromerzeugung bei. Rund 27 % be-
trägt der Anteil der Kernenergie. Zu 11 % kommt Erdgas zum Einsatz.
Die regenerativen Energien tragen mit rund 10 % zur Stromerzeugung
bei. Damit ist der Energiesektor der wichtigste CO2-Emittent in
Deutschland. Mit großem Abstand folgen Verkehr, Industrie und die
privaten Haushalte. Viele Experten gehen davon aus, dass Kohle auch in
Zukunft einen erheblichen Anteil am deutschen Energiemix behalten
wird – trotz des verstärkten Ausbaus der erneuerbaren Energien. In einer
nachhaltigen Energiewirtschaft ist die Kohleverstromung jedoch nur
möglich, wenn das CO2, das bei ihrer Nutzung entsteht, minimiert oder
erst gar nicht in die Atmosphäre gelangt.
Gewerbe: 58,1 Mio. t (6,6 %)
Verkehr: 167,4 Mio. t (18,9 %)
Industrie: 160,7 Mio. t (18,2 %)
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Haushalte: 115,6 Mio. t (13,1 %)
Energiewirtschaft: 382,3 Mio. t (43,2 %)
CO2-Emissionen in Deutschland nach Branchen
(Stand: 2005; Daten: DIW-Wochenbericht, Nr. 12/2006)
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7
Bruttostromerzeugung in Deutschland
bis 2030 (in TWh); (Daten: EWI/Prognos-
Studie »Die Entwicklung der Energie-
märkte bis zum Jahr 2030«, Mai 2005)
Entwicklung der energiebedingten
CO2-Emissionen in Deutschland
zwischen 1990 und 2005
(Daten: DIW-Wochenbericht, Nr. 12/2006)
19901995
19961998
19971999
20002001
20022003
20042005
800
850
900
950
1000
Mio. t
1050
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8
Kraftwerksstandort »Schwarze Pumpe« nahe Cottbus.
Hier wird derzeit in direkter Nachbarschaft zu dem be-
stehenden Braunkohlekraftwerk die erste deutsche Pilot-
anlage mit CO2-Abscheidung gebaut. Die 30 MW-Anla-
ge wird Ende 2008 in Betrieb genommen. Mehr als
100.000 Tonnen CO2 werden abgeschieden und zu Test-
zwecken in eine Erdgaslagerstätte der Altmark injiziert.
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9
Die Prozesskette »CO2-Abscheidung,-Transport und -Speicherung«
Abscheidung von CO2Die Abscheidung und weitere Verwertung
von CO2 ist in diversen Industrieprozessen be-
reits heute ein etabliertes Verfahren. Beispiele
sind die Düngemittel- und Chemie-Industrie. Im
Kraftwerksbereich dagegen ist die Abscheidung
des bei der Verbrennung von Kohle und Gas
freiwerdenden CO2 noch eine technologische
Herausforderung. Hohe Kosten und Einbußen
im Wirkungsgrad der Kraftwerke lassen noch
einen großen Spielraum für technologische
Verbesserungen zu. Derzeit werden drei tech-
nische Optionen favorisiert:
Abscheidung nach dem Verbrennungs-
prozess (»Rauchgaswäsche«)
Bei diesem Verfahren wird das CO2 nach dem
eigentlichen Verbrennungsprozess (post-combus-
tion) aus dem Rauchgas herausgewaschen. Dazu
werden die Abgase (Rauchgas) durch spezielle
Flüssigkeiten geleitet, beispielsweise wässrige
Aminlösungen, die das CO2 chemisch binden.
Die mit der Waschsubstanz verbundenen CO2-
Moleküle werden anschließend durch Erhitzen
wieder separiert. Das CO2 wird zur Speicherung
abtransportiert, die gesäuberte Waschsubstanz
dem erneuten Einsatz zugeführt. Vorteil der
Rauchgaswäsche ist, dass dieses Verfahren nur
geringfügig in den Kraftwerksprozess eingreift.
Die CCS-Technologie besteht aus drei Prozessschritten: CO2-Abscheidung,
-Transport und -Speicherung. Sie sind eine Kette, in der jedes Glied unmittelbar
in das andere greift. Der sicheren CO2-Speicherung kommt jedoch entscheidende
Bedeutung zu. Nur wenn sie sichergestellt ist, kann das innovative Gesamtkonzept
erfolgreich umgesetzt werden.
Vatt
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Bestehende Kraftwerke könnten vergleichsweise
einfach nachgerüstet werden. Nachteil des Ver-
fahrens: Die für den abschließenden Trennungs-
prozess erforderliche Wärme von etwa 3-4 GJ/
Tonne CO2 wird dem Dampf - der für den An-
trieb der Turbinen notwendig ist - entzogen. Der
Wirkungsgrad der Kraftwerke wird dadurch
erheblich gesenkt: um bis zu 15 %.
Abscheidung vor dem
Verbrennungsprozess
Bei dieser Methode wird dem Brennstoff das
CO2 vor dem Verfeuern entzogen (pre-combus-
tion). Kohle wird beispielsweise bei Temperatu-
ren von über 1000 °C durch die Zufuhr von
Sauerstoff zunächst in ein brennbares Rohgas
umgewandelt (Integrated Gasification Combi-
ned Cycle, IGCC-Kraftwerk). Dieses aus Kohlen-
monoxid (CO) bestehende Synthesegas wird an-
schließend durch die Zuführung von Wasser-
dampf (H2O) zu Kohlendioxid (CO2) und Wasser-
stoff (H2) umgewandelt (»CO-shift«). Das CO2
wird dann durch physikalische Absorption aus
dem Brenngas entfernt. Der verbleibende ele-
mentare Wasserstoff wird in einer Gasturbine
verbrannt, die einen Generator zur Stromerzeu-
gung antreibt. Ein solches Kraftwerk würde
folglich mit fast reinem Wasserstoff betrieben,
dessen Abgase im Wesentlichen aus Luftstick-
stoff und reinem Wasserdampf bestehen. Vorteil
dieses Verfahrens: Es benötigt weniger Energie
als die chemische Bindung und thermische
Trennung der Rauchgaswäsche und erreicht da-
mit geringere Wirkungsgradeinbußen.
Das Oxyfuel-Verfahren
Bei dem Oxyfuel-Verfahren wird das Brenn-
material (z.B. Kohle) mit reinem Sauerstoff ver-
feuert. Das heißt, aus der für den Verbrennungs-
prozess notwendigen Luft werden vorab Stick-
stoff, Schwefelverbindungen und andere Verun-
reinigungen herausgezogen. Da eine Verbren-
nung in reinem Sauerstoff jedoch zu viel zu
hohen Verbrennungstemperaturen führen wür-
de, wird ein Teil des Abgases zurückgeführt, das
den Luftstickstoff ersetzt. Großer Vorteil dieses
Verfahrens: Nach der Verbrennung besteht das
Abgas überwiegend nur noch aus zwei Kompo-
nenten: CO2 und Wasserdampf, die durch Küh-
len leicht trennbar sind: Der Dampf kondensiert
zu Wasser, das CO2 bleibt übrig und kann unter-
irdisch gespeichert werden. Erheblicher Nachteil
des Verfahrens: Er ist sehr energieaufwändig,
da reiner Sauerstoff üblicherweise bei minus
200 °C aus flüssiger Luft destilliert wird. Ein
energetischer Aufwand von etwa 250 - 270
kWh/Tonne O2, der je nach Reinheitsanforde-
rung noch ansteigen kann.
Als erstes Kraftwerk Europas wurde im
Frühjahr 2006 ein Kohlekraftwerk im dänischen
Esbjerg mit einer CO2-Abscheidevorrichtung
nach dem Prinzip der Rauchgaswäsche nach-
gerüstet. Stündlich werden circa zwei Tonnen
CO2 aus dem Rauchgas gefiltert (Stand: Juli
2006). Die Wissenschaftler und ihre Kollegen
aus der Industrie wollen dabei testen, wie diese
Technologie weiter optimiert werden kann und
wie wirtschaftlich sie letztendlich ist. In Deutsch-
land baut der Energieversorger Vattenfall derzeit
ein Braunkohlekraftwerk, das auf dem Oxyfuel-
Verfahren basiert. Die Pilotanlage mit einer
Leistung von 30 MW geht Ende 2008 am Kraft-
werksstandort »Schwarze Pumpe« nahe Cottbus
in Betrieb. Das Energieunternehmen RWE hat
angekündigt, bis 2014 ein CO2-freies Kohle-
kraftwerk mit einer Bruttoleistung von etwa 450
MW ans Netz zu bringen, das auf der IGCC-
Technologie basiert.
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Die drei derzeit favorisierten CO2-Abscheidungstechnologien im Kraftwerk
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Modernes Flüssiggas-Tankschiff.
In vergleichbaren Schiffen wird
auch CO2 transportiert.
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Transport von CO2
Nachdem das CO2 aus dem Abgas abgeschie-
den ist, muss es für den Transport konditioniert
werden. Nur in den seltensten Fällen kann das
CO2 direkt an Ort und Stelle gespeichert oder
weiterverarbeitet werden. Aufgrund der großen
CO2-Mengen, die bei der Abscheidung aus Kraft-
werksprozessen anfallen, erfolgt der Transport
am sinnvollsten in Pipelines oder mit Schiffen.
Auf Schiffen wird das CO2, ähnlich wie beim
LNG-Transport (LNG: Liquefied Natural Gas), im
flüssigen Zustand transportiert. Für kleine
Mengen ein heute bereits vielfach angewende-
tes Verfahren, beispielsweise zur Weiterverwer-
tung in der Lebensmittelindustrie. Der Pipeline-
Transport erfolgt unter hohem Druck. Hierzu ist
ein erheblicher Energieaufwand notwendig.
Beim Pipeline-Transport über große Entfer-
nungen muss das CO2 daher auch in regelmäßi-
gen Abständen neu komprimiert werden, um
einen Druckabfall zu vermeiden. Vorteil der
Pipeline: Große Mengen CO2 können kontinu-
ierlich, umweltverträglich und in großen Men-
gen transportiert werden. In den USA existiert
bereits ein ausgedehntes Pipeline-Netz zum
CO2-Transport. Es wird in erster Linie durch die
Energiekonzerne genutzt, die das aus natür-
lichen Quellen stammende CO2 in ölführende
Erdschichten einpressen, um die Produktion ver-
siegender Lagerstätten zu steigern.
Über Land wird CO2 bereits heute in solchen Pipelines transportiert.
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Die bei der Stromgewinnung aus Kohle anfal-
lenden CO2-Mengen können nur zu circa 0,1 %
für weitere technologische Anwendungen ge-
nutzt werden. Auch in Zukunft wird der Markt
für eine kommerzielle Nutzung von CO2 als
schwierig eingeschätzt, zumal das CO2 bei den
meisten Verwertungsmöglichkeiten bald wieder
in der Atmosphäre endet. In der Gesamtkonzep-
tion eines »CO2-freien« Kraftwerks kommt da-
her der langfristig sicheren Speicherung des CO2
eine technologische Schlüsselposition zu. Nur
wenn sichergestellt ist, dass das abgeschiedene
CO2 nicht wieder in die Umwelt gelangt, kann
diese Technologie ihren Beitrag zur Reduktion
der anthropogenen Treibhausgase leisten.
Der unterirdischen Speicherung in tiefliegen-
den geologischen Formationen an Land und
unter dem Meeresboden werden aus ökolo-
gischer wie technologischer Sicht die größten
Chancen eingeräumt. Die Aufnahmekapazität
ist groß. Weltweit, so schätzen Experten, könn-
ten bis zu 2.000 Gigatonnen des Treibhausgases
im Untergrund versenkt werden. Optimistische
Prognosen gehen gar von bis zu 11.000
Gigatonnen. aus. Zum Vergleich: Im Jahr 2005
betrugen die energiebedingten CO2-Emissionen
weltweit 27,3 Gigatonnen.
Technologisch bieten sich derzeit
drei Speicheroptionen an:
Erdöl- und Erdgaslagerstätten Tiefliegende, salzwasserführende
Sandsteinschichten (Deep Saline Aquifer) Tiefliegende, derzeit nicht förderbare
Kohleflöze
In welchem Umfang diese Speicheroptionen
zukünftig genutzt werden, hängt unter ande-
rem von den geographischen Rahmenbedin-
gungen ab: Denn nur wenn Emissionsquelle und
Speicherort in vertretbarer Entfernung zueinan-
der liegen, lässt sich die Technologie auch wirt-
schaftlich realisieren. Darüber hinaus muss das
CO2 in Tiefen größer 800 Meter versenkt wer-
den, da es hier aufgrund seines dann deutlich
verringerten Volumens weniger Speicherplatz
benötigt. Der Lagerung von CO2 in der Wasser-
säule der Ozeane oder am Grunde der Tiefsee
werden keine Chancen eingeräumt: Zu groß sind
die Risiken für die marinen Ökosysteme, die sich
durch eine zusätzliche »Versauerung« der Meere
ergeben würden.
Erdöl- und Erdgaslagerstätten
Viele Erdöl- und Erdgaslagerstätten finden
sich in porösen Sand- oder Kalksteinen tief un-
terhalb der Erdoberfläche. Sie sind geologisch
gut erforscht und eignen sich daher hervorra-
gend als natürliche Speicher für das Treibhaus-
gas. Erste Schätzungen gehen davon aus, dass
in den porösen Sand- und Kalksteinen der Erdöl-
und Erdgasprovinzen weltweit bis zu 900 Giga-
tonnen CO2 eingelagert werden könnten. Einen
möglicherweise positiven Begleiteffekt hätte die
Injektion von CO2 in noch produktive, aber nahe-
zu erschöpfte Lagerstätten, um auf diese Weise
nicht förderbare Reserven an Öl und Gas zu mo-
bilisieren. Experten sprechen von Enhanced Oil
Recovery (EOR) und Enhanced Gas Recovery
(EGR). Die Idee basiert auf umfangreichen Er-
fahrungen aus den USA, wo bereits seit Mitte
der 50er-Jahre Erdöllagerstätten mit CO2 aus
natürlichen Vorkommen »stimuliert« werden.
Im kanadischen Weyburn wird seit 2000 eine
Pilotanlage betrieben, die erstmals CO2 aus
einer Industrieanlage für EOR-Maßnahmen
benutzt. Durchschnittlich 1,8 Millionen Tonnen
CO2 werden hier jährlich in eine nahezu er-
schöpfte Erdöllagerstätte eingepumpt. Während
das umweltschädliche CO2 auf Dauer in den zer-
klüfteten Kalksteinen verbleiben soll, erwarten
Speicherung von CO2
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Süßwasser
CO2-Pipeline
Salzwasser
Sandstein
Salz
Kraftwerk
KW-Bohrung
Sandstein
SandsteinSandstein
abdichtendeTonsteinhorizonte
abdichtendeTonsteinhorizonte
CO2
CO2
CO2
CO2
KW-Bohrung
CO2-Injektionsbohrung
CO2-Injektionsbohrung
Kohleflöze
Kohleflöze
Schemazeichnung über die Möglichkeiten der geologischen CO2-Speicherung im Untergrund
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die Betreiber, am Ende der Versuchsphase 2015
zusätzlich 130 Millionen Barrel Öl gefördert zu
haben. In Erdgasfeldern gibt es bislang erst sehr
wenige Erfahrungen mit dieser Technologie. In
der Altmark, circa 200 Kilometer westlich von
Berlin, werden unter Federführung der deut-
schen Tochter des französischen Energiekon-
zerns Gaz de France ab 2009 rund 100.000 Ton-
nen CO2 zu Testzwecken in eine der größten
Erdgaslagerstätten Europas gepumt. Mit einem
begleitenden Forschungsprogramm im Rahmen
der GEOTECHNOLOGIEN soll untersucht wer-
den, inwieweit die EGR-Technologie wirtschaft-
lich einsetzbar ist und ob das Treibhausgas
sicher im Untergrund verbleibt.
Salzwasserführende Aquifere
Salzwasserführende Gesteinsformationen, Ex-
perten sprechen von einem »salinaren Aquifer“,
werden weltweit als die wichtigsten CO2-Spei-
cher angesehen. Sie sind häufig mit Erdgas-
oder Erdöllagerstätten verknüpft. Dort, wo sich
kein Erdgas oder Erdöl ansammeln konnte, füllt
Salzwasser die Poren oder Klüfte des Gesteins.
Für die Trinkwasserversorgung sind diese
Horizonte aufgrund der großen Tiefe und des
hohen Salzgehaltes ungeeignet. Gegenüber den
Süßwasserhorizonten durch undurchlässige
Schichten abgeschirmt, können sie sich über
viele Kilometer erstrecken. Die Speicherkapazitä-
ten der salzwasserführenden Aquifere sind ent-
sprechend groß: Theoretisch ließen sich hier
weltweit bis zu 10.000 Gigatonnen CO2 lagern.
Praktisch nutzbar erscheinen derzeit jedoch
»nur« 1/10, nämlich circa 1000 Gigatonnen
CO2. Vorteil der Aquiferspeicherung ist, dass
sich das flüchtige CO2 hier über lange Zeiträume
hinweg auflöst oder mit anderen Stoffen zu
festen Mineralphasen, beispielsweise Kalzit, rea-
giert. Es ist damit auf Dauer der Atmosphäre
entzogen. Der norwegische Energiekonzern
Statoil betreibt bereits seit 1996 eine entspre-
chende Anlage in dem Sleipner-Gasfeld: In die
unverfestigten Sande der »Utsira Formation«,
Rote Sandsteine der Buntsandstein-Formation (ca. 240 Mio.
Jahre alt). In 3000 Metern unterhalb Norddeutschlands
wird aus solchen Sandsteinen bis heute Erdgas gefördert.
Inwieweit sie auch als natürliche CO2-Speichergesteine
genutzt werden könnten, wird derzeit untersucht.
Sandstein der Buntsandstein-Formation unter
dem Mikroskop. Die einzelnen Quarzkörner bil-
den einen lockeren Verband mit Zwischenräu-
men. Sie sind auf dem Bild blau gefärbt. In den
Erdgaslagerstätten Norddeutschlands sind solche
Poren häufig mit Erdgas gefüllt. Nach der Erd-
gasförderung bieten sie Platz für das CO2.
BGR
BGR
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circa 1000 Meter unterhalb des Nordseebodens,
werden jährlich bis zu 1 Millionen Tonnen CO2
injiziert, das dem geförderten Erdgas als uner-
wünschte Verunreinigung entzogen wurde.
Aufgrund der in Norwegen üblichen CO2-Steuer
ist die noch kostenintensive Technologie auch
wirtschaftlich attraktiv; offenbar so sehr, dass
das Unternehmen in der nördlichen Barentssee
– im Snøhvit-Gasfeld – im April 2008 eine wei-
tere Anlage in Betrieb genommen hat.
Tiefliegende, nicht förderbare Kohlflöze
Kohle kann aufgrund seiner internen Struktur
gasförmige Stoffe ausgezeichnet binden.
Bevorzugt lagert sich Methan (CH4) auf den
Oberflächen der Kohlepartikel an. Die Schlag-
wetterexplosionen im Kohlebergbau sind dafür
ein nachdrücklicher Beweis. Eine noch größere
Affinität besitzt Kohle jedoch für Kohlendioxid
(CO2). Deshalb werden tiefliegende, derzeit
nicht abbaubare Kohleflöze weltweit als poten-
zielle CO2-Speicher getestet. Deren Aufnahme-
vermögen wird auf maximal 200 Gigatonnen
CO2 taxiert. Neben den erheblichen Adsorp-
tionskapazitäten der Kohle haben Kohlelager-
stätten als CO2-Speicher zwei weitere Vorteile:
Erstens liegen sie häufig in regionaler Nähe zu
den Kraftwerken, was die Transportkosten er-
heblich reduzieren würde. Zweitens könnte das
an die Kohle gebundene Methan durch das
Einpressen von CO2 verdrängt und als Wertpro-
dukt gewonnen werden (ECBM-Verfahren). In
ersten Großversuchen in den USA und Polen
offenbarte sich jedoch ein erheblicher Nachteil
der Kohle: Aufgrund ihrer hohen Dichte ist sie
für gasförmige Stoffe nur schlecht durchlässig,
was die Aufnahmekapazität für CO2 eheblich
herabsetzt. Weltweit werden daher umfangrei-
che Forschungsarbeiten durchgeführt, wie sich
dieses erhebliche Potenzial zukünftig doch noch
für die CO2-Speicherung erschließen lässt.
Auf dieser Bohrinsel des norwegischen
Energiekonzerns Statoil wird seit über
10 Jahren CO2 aus dem geförderten
Erdgas abgetrennt ……
STATOIL
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18
Mineralische Bindung
Die Umwandlung des flüchtigen CO2 in eine
immobile mineralische Substanz ist vermutlich
die sicherste »Speicherung« von CO2. Obwohl
bislang erst unzureichend erforscht, findet diese
Technologie zunehmendes Interesse in Wissen-
schaft und Industrie. Sie wird im Gegensatz zu
den drei oben genannten Optionen jedoch auch
in Zukunft eher eine Nischentechnologie blei-
ben. Das Konzept der mineralischen Bindung
beruht im Wesentlichen auf folgendem Prinzip:
Magnesiumreiche Gesteine (Basalte, Serpenti-
nite) werden aufgemahlen und unter hohem
Druck und hohen Temperaturen mit CO2 ver-
setzt. Das Treibhausgas reagiert mit dem
Ausgangsmaterial zu Kalk und ist damit dauer-
haft gebunden. Das Verfahren ist jedoch außer-
ordentlich energieintensiv und mit einem erheb-
lichen logistischen Aufwand verbunden. Allein
für ein 500-MW-Kraftwerk mit einem CO2-
Ausstoß von 7.000 Tonnen CO2 pro Tag müssten
täglich mehr als 20.000 Tonnen Gestein zerklei-
nert und an das Kraftwerk geliefert werden.
Werden Basaltgesteine in ihrer natürlichen
Umgebung mit dem abgetrennten CO2 versetzt,
spart man zwar die kostenintensive Logistik.
Limitierende Faktoren sind dann aber die mög-
licherweise langen Transportwege für das CO2
und die physikalischen und chemischen Rah-
menbedingungen der »Wirtsgesteine«, wie ge-
ringe Durchlässigkeiten, Druck und Temperatur.
Andere Forschungsansätze zielen auf tiefliegende
Sandsteinschichten mit einem hohen Anteil an
Kalziumsulfatmineralen. In ersten Laborversu-
chen reagierte beispielsweise Anhydrit (CaSO4)
mit gelöstem CO2 zu festem Kalk (Kalzit).
…… und in salzwasserführende Sand-
schichten, tief unterhalb des Nordsee-
bodens, zurückgeführt. (Grün: Erdgas-
förderhorizont; Blau: CO2-Injektions-
horizont)
STATOIL
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Speicheroptionen
(Erschöpfte) natür-
liche Erdöl- und Erd-
gaslagerstätten
Nicht abbaubare
Kohleflöze
Tiefliegende salinare
Aquifere
Mineralische
Bindung
Max. 900
Min. 675
Max. 200
Min. 1.000
Max. 10.000
Unbekannt
Poröse und permeable Kalksteine und Sandsteine. CO2 füllt
Hohlräume und Klüfte (Kalksteine), bzw. freie Poren zwi-
schen den Sandkörnern (Sandsteine) die ursprünglich mit
Erdöl/Erdgas gefüllt waren. Nicht förderbare Öl/Gasanteile
könnten noch mobilisiert und damit gewinnbar werden.
CO2 lagert sich auf der Oberfläche der Kohlepartikel an
und verdrängt dabei Methangas, das wirtschaftlich gewon-
nen werden könnte.
CO2 wird in sole-führende Gesteinsschichten im tiefen
Untergrund injiziert.
CO2 reagiert mit magnesiumreichen (Basalt) oder sulfatrei-
chen Gesteinen (Sandsteine mit Anhydrit) zu Karbonat
Generelle Charakteristika TheoretischeSpeicherkapazität(weltweit/GtCO2)
Erdgasfelder: 2,75
Erdölfelder: 0,13
0,37-1,67
20 ±8
Unbekannt
TheoretischeSpeicherkapazität(Deutschland/GtCO2)
Optionen für die geologische CO2-Speicherung in Deutschland und weltweit
IPCC,BGRHannover
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20
CO2-Speicherung in Deutschland
Experten der Bundesanstalt für Geowissen-
schaften und Rohstoffe (BGR) in Hannover hal-
ten insbesondere den Untergrund Norddeutsch-
lands – von den Niederlanden bis an die Grenze
nach Polen und weiter nach Norden – prinzipiell
für geeignet, CO2 zu speichern. Hier konzentrie-
ren sich die größten deutschen Erdgaslager-
stätten und tiefliegende Salzwasserhorizonte,
die sogenannten salinaren Aquifere. Das Erdbe-
benrisiko ist extrem gering. Die Speicherkapa-
zität der verschiedenen Gesteinsformationen ist
hoch. Allein in den Sandsteinen der norddeut-
schen Erdgaslagerstätten könnten nach aktu-
ellen Berechnungen circa 2,7 Gigatonnen CO2
gespeichert werden.
Dazu kommen die Speicherkapazitäten in sali-
naren Aquiferen, deren Aufnahmefähigkeit auf
circa 20 Gigatonnen (+- 8 Gigatonnen) geschätzt
werden. Auf der Grundlage der augenblicklichen
Emissionsraten aller deutschen Kohlekraftwerke
von 345 Millionen Tonnen CO2 jährlich (Stand:
2004) würde dieser Speicherraum – rein rechne-
risch – bereits für mehrere Jahrzehnte ausrei-
chen. Die Nachnutzung von Erdgaslagerstätten
als CO2-Speicher bietet eine Reihe praktischer
Vorteile. So sind die Felder geologisch ausge-
zeichnet erkundet und die abdeckenden Ge-
steinsschichten haben sich für gasförmige Stoffe
über viele Millionen Jahre als dicht erwiesen. Die
Anbindung an bestehende Pipelinenetze ist viel-
fach bereits gegeben und in versiegenden Lager-
stätten könnte durch die Einpressung des Treib-
hausgases zudem die Erdgasausbeute verlängert
werden. Zwei wichtige Faktoren für die Wirt-
schaftlichkeit der neuen Technologie.
Die Speicherkapazität der deutschen Öllager-
stätten ist mit circa 130 Millionen Tonnen dage-
gen gering. Sie könnten nur im Einzelfall und
sehr beschränkt zur CO2-Speicherung beitragen.
Das gilt auch für die nicht produktiven Kohle-
flöze im Untergrund des Ruhr- und Saargebietes.
Deren Speicherkapazitäten werden derzeit auf
maximal knapp 1,7 Gigatonnen geschätzt.
In Deutschland kommen für die geologische
Speicherung von CO2 insbesondere ausgediente
Erdgasfelder sowie salinare Aquifere in Frage.
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21
Der Untergrund Deutschlands. Für die geologi-
sche Speicherung von CO2 bietet Norddeutsch-
land mit seinen mächtigen Sandsteinvorkommen
(Grün eingefärbte Bereiche) hervorragende geolo-
gische Voraussetzungen. Die Karte zeigt ferner,
die größten Erdgaslagerstätten (gelbe Kreise), die
wichtigsten industriellen CO2-Emissionsquellen
(blaue Kreise) und unterirdische Steinkohlevor-
kommen (schwarz schraffiert).
BGRHannover
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22
Dies gilt nicht nur für die Zeit des Betriebes,
sondern auch weit darüber hinaus. Erlaubt sind
nur minimale Verluste, die nach Expertenmei-
nung nicht mehr als 0,01 Prozent pro Jahr betra-
gen sollten. Rein rechnerisch bedeutet dies, dass
selbst nach 1000 Jahren weniger als 10 Prozent
des ursprünglich eingelagerten CO2 entwichen
sein dürfen. Zukünftige Lagerstätten müssen da-
her auf Herz und Nieren auf ihre Dichtigkeit ge-
prüft werden. Leckagen können beispielsweise
auftreten, wenn das überlagernde Gestein die
CO2-Speicher nicht ausreichend nach oben hin
»abdichtet«. Auch tiefreichende Brüche im Ge-
stein oder Bohrlöcher sind potenzielle »Lecks«.
Wichtige Erkenntnisse und langjährige Erfah-
rungen liegen zwar aus der unterirdischen Spei-
cherung von Erdgas vor; diese lassen sich jedoch
nicht ohne weiteres auf die unterirdische Spei-
cherung von CO2 übertragen. Es muss daher ein
verlässliches Instrumentarium für die Auswahl
und Langzeitüberwachung der CO2-Lagerstätten
entwickelt werden.
Wichtigste Voraussetzung für die geologische Speicherung des CO2 ist, dass die
ausgewählten Speicherhorizonte nachweislich dicht sind: Denn das in der Tiefe
gespeicherte CO2 darf weder zurück in die Atmosphäre gelangen, noch sollen
Trinkwasserhorizonte beeinträchtigt oder Menschen gefährdet werden.
Sicherheit zukünftiger CO2-Speicher
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Das seismische Abbild eines CO2-
Speichers im tiefen Untergrund (Sleipner-
Feld, Norwegen). Die mit CO2 injizierten
Horizonte (gefärbte Bereiche) heben sich
deutlich von CO2-freien Bereichen ab. Es
zeigt sich, dass seit Beginn der Injektion
in 1996 offenbar kein CO2 die abdecken-
de Schicht durchdrungen hat. Die Seismik
ist damit eine unentbehrliche Kontrolltech-
nologie für unterirdische CO2-Speicher.
RobArts,TNO
Seismische Verfahren, die den Untergrund
mit Hilfe von Schall- oder Druckwellen abta-
sten, haben sich insbesondere bei der Suche
nach Erdöl und Erdgas bewährt. Sie werden
auch bei der Erkundung geeigneter Standorte
und der späteren Überwachung von CO2-
Speichern eingesetzt. Praktische Erfahrungen
zur seismischen Überwachung liegen aus
dem Sleipner Gasfeld in der norwegischen
Nordsee vor. Hier wird der mit CO2 injizierte
Bereich seit Beginn der Injektion im Jahre
1996 kontinuierlich kontrolliert. Aufgrund
ihrer charakteristischen Dichteunterschiede
gegenüber dem umliegenden Gestein bilden
sich CO2-führende Horizonte besonders auf-
fällig in dem Seismogramm ab. Würde das
eingelagerte Kohlendioxid durch die überla-
gernde »Deckschicht« nach oben hin ent-
weichen, könnte das Leck lokalisiert wer-
den. Komplementär zu den geophysikali-
schen müssen auch verlässliche geochemi-
sche Kontrolltechnologien eingesetzt wer-
den. Geeignet sind unter anderem optische
oder elektrochemische Sensoren für extre-
me chemische und physikalische Bedin-
gungen. Als Bohrloch- und Oberflächen-
sensoren eingesetzt, lässt sich mit ihnen die
Ausbreitung des CO2 im Untergrund in
»Echtzeit« verfolgen.
Für eine Langzeitprognose sind die Exper-
ten auf Modellrechnungen angewiesen. Sie
ermöglichen den Blick weit voraus in die Zu-
kunft. Wie schnell verteilt sich das CO2 im
Untergrund, welche Wegsamkeiten nutzt es
und zu welchem Zeitpunkt hat sich das CO2
aufgelöst? Diese und viele andere Fragen
lassen sich mit numerischen Simulationen
beantworten. Experten halten zudem die
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24
Zukunftsprognosen, wie sich das CO2 im Unter-
grund ausbreiten wird, sind mit Hilfe mathemati-
scher Simulationsrechnungen möglich. Sie erlau-
ben einen Blick weit voraus in die Zukunft.
TNO-B&O
Entwicklung neuer Injektionstechnologien für notwendig.
Da CO2 chemisch sehr aggressiv wirken kann, müssen bei-
spielsweise geeignete Stähle und spezielle Bohrlochzemente
entwickelt werden. Laborversuche zeigen, dass herkömmli-
che Zemente unter CO2-Einfluss korrodieren. Bohrlöcher, die
mit herkömmlichen Zementen verfüllt wurden, könnten
langfristig also undicht werden. Doch nicht nur zukünftige
CO2-Injektionsbohrungen sind mit dauerbeständigen
Zementen zu versiegeln. Auch viele verwaiste Bohrungen der
nicht mehr produktiven Erdgas- und Erdöllagerstätten müs-
sen geortet und neu abgedichtet werden, sollen sie als CO2-
Speicher genutzt werden.
Handelsübliche Portlandzemente mit hochreaktivem CO2 behandelt.
Reinicke,TUClausthal
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25
Was kostet die CCS-Technologie?
Die CO2-Abscheidung und Speicherung ist nach
augenblicklichem Stand der Technik noch mit erhöhten
Kosten verbunden.
Die CO2-Abscheidung ist das kostenbestim-
mende Glied in der Prozesskette Abscheidung –
Transport – Speicherung. Dies liegt hauptsäch-
lich in dem zusätzlichen Energieaufwand be-
gründet, der den Wirkungsgrad des Kraftwerks
verringert: bei kohlebefeuerten Anlagen um 8
bis 15 Prozentpunkte, bei gasbefeuerten Kraft-
werken um 9 bis 12 Prozentpunkte. Allein für
die Abscheidung werden derzeit zusätzliche
Kosten in Höhe von bis zu 50 Euro pro Tonne
CO2 veranschlagt. Hinzu kommen die Kosten
für den Transport und die Speicherung. Ver-
glichen mit den Zusatzkosten für die CO2-Ab-
scheidung sind die Transportkosten eher von
untergeordneter Bedeutung: 1-10 € pro Tonne
CO2 werden derzeit kalkuliert, je nach Entfer-
nung und Transportart. Je näher sich also ein
potenzieller Speicher zum Kraftwerk befindet,
desto günstiger. Bezogen auf die Gesamtkosten
einer CCS-Kette macht der Transportanteil circa
10 Prozent aus. Wird auch die Speicherung ins
Kostenkalkül mit einbezogen, belaufen sich die
Kosten für Transport und Speicherung auf etwa
10-24 € pro Tonne vermiedenes CO2.
Neueren Berechnungen zufolge könnten die
CO2-Vermeidungskosten bis 2020 jedoch auf
Werte zwischen 35 und 50 € /tCO2 sinken.
Sollten – wie derzeit geplant – bis 2020 kom-
merziell einsatzfähige CCS-Kraftwerke zur Ver-
fügung stehen, muss von Stromgestehungs-
kosten frei Kraftwerk zwischen 6,5 bis 7 ct/kWh
ausgegangen werden.
Der internationale Klimarat (IPCC) veran-
schlagt in seinem Sondergutachten 2005 fol-
gende Kosten: Abscheidung: 15 bis 75 US$/
tCO2; Transport: 1 bis 8 US$/tCO2 je 250 Kilo-
meter; Speicherung und Überwachung: 0,51 bis
8,3 US$/tCO2.
Für einzelne Wirtschaftsbranchen bestehen
schon heute kommerzielle Anreize, beispiels-
weise durch die Injektion von CO2 in versiegen-
de Erdöl- und Erdgaslagerstätten, um deren Pro-
duktionsraten zu steigern. Mitentscheidend
wird jedoch die Entwicklung der Preise für Emis-
sionszertifikate sein. Die Europäische Kommis-
sion hat bereits signalisiert, CCS in den europä-
ischen Emissionshandel aufzunehmen. Das
Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung
(DIW) kommt zu dem Schluss, dass eine Strom-
erzeugung aus emissionsfreien Kohlekraftwer-
ken ab einem Zertifikatspreis von über 30 Euro
pro Tonne wirtschaftlich werden könnte. Wei-
tere Kostenanreize entstehen durch die Weiter-
entwicklung und Optimierung der CCS-Tech-
nologien oder durch Exportmöglichkeiten der
Technologie. Nach Angaben der IEA werden bei-
spielsweise in China jedes Jahr 20 bis 25 GW
neuer Kohlekraftwerksleistung installiert.
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26
Die CCS-Technologie –Ein innovatives Forschungsfeld
Für einen großtechnischen Einsatz fehlt es derzeit
aber noch an verlässlichen Daten, insbesondere was
die langfristig sichere Speicherung des Treibhausgases
im Untergrund angeht. Hier bestehen derzeit noch
offene Fragen. Sie sind Gegenstand zahlreicher natio-
naler wie internationaler Forschungsprogramme, in
denen Wissenschaftler und ihre Kollegen aus der In-
dustrie eng zusammenarbeiten. Größte Bedeutung
kommt dem Nachweis zu, dass das CO2 auch in gro-
ßen Mengen langfristig und ohne Gefahr für Mensch
und Natur im Untergrund gelagert werden kann.
Das Bundesministerium für Bildung und Forschung
(BMBF) hat die Verantwortung für die geologische
Speicherung von CO2 übernommen. Im Rahmen des
FuE-Programms GEOTECHNOLOGIEN stehen dafür bis
2011 circa 45 Millionen Euro für Forschungsarbeiten
zur Verfügung. Derzeit werden mehr als 20 interdiszi-
plinäre Forschungsverbünde gefördert, in denen Un-
ternehmen mit Universitäten und anderen Wissen-
schaftsinstitutionen zusammenarbeiten. Die For-
schungsprojekte konzentrieren sich neben der Aus-
wahl und Untersuchung von möglichen Speicherop-
tionen insbesondere auf die Entwicklung von verläss-
lichen Methoden und Technologien zur dauerhaften
Überwachung geeigneter Standorte. Bislang sind viele
der Forschungsarbeiten auf Laborversuche beschränkt
oder werden im Modellmaßstab simuliert. Verlässliche
Aussagen sind jedoch nur möglich, wenn die neue
Technologie realitätsnah in Pilot- und Demonstrations-
projekten getestet wird. In zwei standortspezifischen
Pilotprojekten in der Altmark (Sachsen-Anhalt) und in
Schon heute darf davon ausgegangen werden, dass die
CCS-Technologie einen technisch machbaren und ökologisch
akzeptablen Beitrag zur Reduzierung der anthropogenen CO2-
Emissionen leisten kann.
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27
Schleswig-Holstein, sollen daher die Speicher- und Sicher-
heitstechnologien unter realistischen Bedingungen vor Ort
getestet werden. Das Bundesministerium für Wirtschaft und
Technologie (BMWi) unterstützt in dem Forschungspro-
gramm COORETEC die Entwicklung neuer und verbesserter
Technologien zur CO2-Abscheidung und Effizienzsteigerung
zukünftiger Kraftwerke.
CCS ist eine noch junge Technologie, für die auch rechtliche
Rahmenbedingungen geschaffen werden müssen. Für die
geologische Speicherung von CO2 wird derzeit unter Feder-
führung der Europäischen Kommission ein Rechtsrahmen er-
arbeitet. Wird er von den Mitgliedsstaaten akzeptiert und in
nationales Recht überführt, werden ab 2009 verbindliche
Rechtsvorschriften zur geologischen Speicherung von CO2 be-
stehen. Erst am Anfang steht die Wahrnehmung der Tech-
nologie in der Öffentlichkeit. Noch sind es weitestgehend die
Vertreter aus der Politik, der Wirtschaft und den Umwelt-
verbänden, die sich mit dieser Technologie befassen. Für den
Erfolg ihrer praktischen Umsetzung aber ist es unumgänglich,
die Akzeptanz einer sehr viel breiteren Öffentlichkeit zu erlan-
gen. Wesentlicher Bestandteil zukünftiger Forschungs- und
Demonstrationsvorhaben wird daher auch die transparente
Information gegenüber der Allgemeinheit sein.
Das europäische Forschungsprojekt CO2-SINK
IIm brandenburgischen Ketzin, wenige Kilometer westlich
von Berlin, entsteht unter Leitung des GeoForschungsZen-
trums Potsdam die europaweit erste landgestützte Pilotan-
lage, die in großem Stil CO2 in den Untergrund injiziert.
Insgesamt 60.000 Tonnen sollen hier ab Herbst 2008 in
800 Meter tiefe, poröse und salzwassergesättigte Sand-
steine (Typ: Deep Saline Aquifer) gepumpt werden. In an-
geschlossenen Langzeitexperimenten wird mit einem gro-
ßen technologischen Aufgebot das Verhalten von CO2 im
Untergrund untersucht. Dazu gehören Analysen von Ge-
steinsproben, die Untersuchung von Wasserproben und
Mikroorganismen aus dem Untergrund, Messungen und
Experimente in Bohrlöchern, geophysikalische und geo-
chemische Überwachungen an der Erdoberfläche und in
der Tiefe sowie theoretische Vorhersagemodelle. Mit die-
sen Untersuchungen werden die Dichtigkeit und die
Sicherheit potenzieller CO2-Speichergesteine vor Ort gete-
stet und beurteilt. Zum ersten Mal – weltweit – wird auch
die Ausbreitung des CO2 direkt am Ort der Injektion im
Untergrund zu beobachten sein. Insgesamt 14 internatio-
nale Partner aus Wissenschaft und Wirtschaft sind an die-
sem Großversuch beteiligt, der maßgeblich durch die
Europäische Kommission gefördert wird.
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28
FuE-Programm Förderung/ FuE-Fokus Weitere InformationPartner
Laufende nationale und internationale Forschungsprogramme zur CCS-Technologie (Auswahl)
CO2SINK Deutschland/EU Speicherung von CO2 www.co2sink.org
GEOTECHNOLOGIEN Deutschland Speicherung von CO2 www.geotechnologien.de
COORETEC Deutschland Abscheidung von CO2 www.cooretec.de
PICOREF Frankreich Speicherung von CO2 www.ifp.fr
CATO Niederlande Abscheidung, Speicherung von CO2 www.CO2-cato.nl
CO2CRC Australien Abscheidung, Speicherung von CO2 www.co2crc.com.au
Carbon Sequestration USA Abscheidung, Speicherung von CO2 www.netl.doe.gov/sequestrationPartnership Program
Future Gen USA Abscheidung, Speicherung von CO2 www.fossil.energy.gov/programs/powersystems/futuregen/
Carbon Mitigation Initiative USA Abscheidung, Speicherung von CO2 www.princeton.edu/~cmi
The Global Climate and USA Abscheidung, Speicherung von CO2 http://gcep.stanford.edu/Energy Project
CO2GEONET EU Speicherung von CO2 www.co2geonet.com
CASTOR EU Abscheidung, Speicherung von CO2 www.co2castor.com
ENCAP Abscheidung von CO2 www.encapco2.org/
CO2STORE EU Speicherung von CO2 www.co2store.org
Weyburn EU Speicherung von CO2 www.ieagreen.org.uk/glossies/weyburn.pdf
ETP ZEP EU Abscheidung, Speicherung von CO2 www.zero-emissionplatform.eu
CO2 Capture Project Weltweit operierendes Abscheidung, Speicherung von CO2 www.co2captureproject.orgIndustriekonsortium
IEA Greenhouse Gas Weltweit operierendes Abscheidung, Speicherung von CO2 www.ieagreen.org.uk/R&D-Programme Forschungsnetzwerk
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29
CCS – Eine grenzüberschreitendeTechnologieentwicklung
Carbon Capture and Storage (CCS) ist nicht nur in
Deutschland ein Thema. Weltweit wird diese Techno-
logie inzwischen ernsthaft in Erwägung gezogen, um
den anthropogenen CO2-Ausstoß zu reduzieren.
In Europa ist es die Europäische Kommission,
die bereits seit etlichen Jahren einschlägige FuE-
Programme zu diesem Thema fördert. In der
European Technology Platform for Zero Emis-
sion Fossil Fuel Power Plants (ETP-ZEP) sitzen
beispielsweise wichtige europäische Unterneh-
men, Forschungsinstitutionen und Nicht-Regie-
rungs-Organisationen an einem Tisch, um die
ökologischen, ökonomischen und technologi-
schen Perspektiven der CCS-Technologie auszu-
loten. In den USA fördert das Department of
Energy im Rahmen seines »Carbon Sequestra-
tion Partnership Programs« verschiedene Pilot-
projekte zu Abscheidung, Transport und Spei-
cherung von CO2. Weltumspannend sind die
Forschungsaktivitäten im Rahmen des »Carbon
Sequestration Leadership Forum (CSLF)« und
des »Greenhouse Gas R&D-Programme« der
Internationalen Energie Agentur (IEA). Deutsch-
land ist Mitglied dieser beiden internationalen
Initiativen. Parallel zu den staatlich geförderten
FuE-Aktivitäten haben zahlreiche internationale
Energiekonzerne ihrerseits die Initiative ergriffen
und konkrete Forschungs- und Demonstra-
tionsvorhaben gestartet, unter anderem in der
algerischen Sahara, in Frankreich, Norwegen
und Deutschland.
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13
14 111512
2
4
Sand-/Kalksteine (EOR)
Sand-/Kalksteine (EGR)
Salinarer Aquifer
Kohle
MineralischeBindung
≥ 1 Mio. t CO2 /Jahr
≥ 100.000 t CO2 /Jahr
< 100.000 t CO2 /Jahr
16 5
3 7 10
8
9
30
In Pilot- und Demonstrationsvorhaben werden weltweit die Möglichkeiten der CO2-Injektion in den tiefen
Untergrund ausgelotet. (siehe auch nebenstehende Tabelle).
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Lfd. Nr. Projekt Land Start der Tonnage Geplante LagerstättentypCO2-Injektion Gesamttonnage
Daten: IPCC-Special Report, 2005; persönliche Mitteilungen
1 Gorgon Australien ~2012 Ca. 10.000 t/Tag k.A. Sandsteine, salinarer Aquifer
2 Carson USA 2011 4.000.000 t/Jahr k.A. Sandsteine, EOR
3 Sleipner Norwegen 1996 1.000.000 t/Jahr Ca. 20.000.000 Sandsteine, salinarer Aquifer
4 Weyburn Kanada/USA 2000 Max. 5.000 t/Tag > 20.000.000 Kalksteine, EOR
5 In Salah Algerien 2004 Max. 4.000 t/Tag 17.000.000 Sandsteine
6 K12B Niederlande 2004 Max. 1.000 t/Tag 8.000.000 Sandsteine, EGR
7 Snøhvit Norwegen 2008 700.000 t/Jahr > 7.000.000 Sandsteine, salinarer Aquifer
8 Otway Basin Australien 2008 150 t/Tag 100.000 Sandsteine
9 Altmark Deutschland 2010 – 100.000 Sandsteine, EGR
10 Ketzin Deutschland 2008 100 t/Tag 60.000 Sandsteine, salinarer Aquifer
11 Minami-Nagaoka Japan 2003 40 t/Tag 10.000 Sandsteine, salinarer Aquifer
12 Deccan Vulkan Province Indien k.A. k.A. 2.000 Mineralische Bindung in Basaltgesteinen
13 Frio USA 2004 177 t/Tag 1.600 Sandsteine, salinarer Aquifer
14 Kattowitz/ RECOPOL Polen 2004 k.A. 760 Kohleflöze, ECBM
15 Qinshui Basin China 2003 30 t/Tag 150 Kohleflöze, ECBM
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32
Glossar
Adsorption
Beim Vorgang der Adsorption (lat.: adsorptio
bzw. adsorbere = (an)saugen) lagert sich ein
Atom oder Molekül aus einem Gas oder einer
Flüssigkeit an einer inneren Oberfläche des Ad-
sorbens (Plural: Adsorbentien) an. Im Unter-
schied dazu bezeichnet die Absorption die Ein-
lagerung eines Atoms oder Moleküls in das
freie Volumen eines Festkörpers bzw. einer
Flüssigkeit.
Affinität
In der Chemie ist Affinität die Triebkraft einer
chemischen Reaktion, nämlich das Bestreben
von Atomen oder Atomgruppen, eine Bindung
einzugehen (Reaktionsaffinität). Beruht hinge-
gen eine Bindung allein auf elektrostatischer
Anziehung der Bindungspartner, spricht man
von Bindungsaffinität.
Anthropogen
Der Begriff anthropogen (vom griechi-
schen anthropos = Mensch und von gene-
se = Erzeugung/Erschaffung) bezeichnet
alles vom Menschen Beeinflusste, Verur-
sachte oder Hergestellte.
Aquifer
Ursprünglich aus dem englischen Sprachraum
stammender Begriff. Bezeichnet im weitesten
Sinne einen Gesteinskörper mit Hohlräumen,
der zur Abgabe und Weiterleitung von signifi-
kanten Wassermengen geeignet ist.
Barrel
Das Barrel (engl. Fass) ist unter anderem
eine Maßeinheit für Erdölprodukte. 1 Barrel
sind 159 Liter.
ECBM
Enhanced Coalbed Methane. Gewinnung von
Flözgas aus Kohlevorkommen.
Fossil
Als Fossil (von lat. fossilis (aus)gegraben) be-
zeichnet man jedes Zeugnis vergangenen
Lebens aus der Erdgeschichte. Die fossilen Ener-
gieträger Erdöl, Erdgas und Kohle haben sich
demnach im Verlauf der Erdgeschichte aus
pflanzlichen und tierischen Lebewesen gebildet.
FuE
Forschung und Entwicklung.
Gigajoule (GJ)
1 Gigajoule = 109 J = 1000 Megajoule (Energie-
einheit).
Gigatonne (Gt)
Die Gigatonne (Gt) ist eine Masseneinheit. Eine
Gigatonne entspricht einer Milliarde (109)
Tonnen oder einer Billion (1012) Kilogramm.
Gigawatt (GW)
1 Gigawatt = 109 W = 1000 Megawatt
(Leistungseinheit).
IPCC
Der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaän-
derungen, englisch Intergovernmental Panel on
Climate Change (IPCC), wurde 1988 vom
Umweltprogramm der Vereinten Nationen
UNEP und der Weltorganisation für Meteo-
rologie (WMO) ins Leben gerufen. Das Panel
hat die Hauptaufgabe, Risiken des Klima-
wandels zu beurteilen und Vermeidungsstra-
tegien zusammenzutragen. Der Sitz des IPCC-
Sekretariats befindet sich in Genf.
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Kalzit
Kalzit, auch Calcit oder Kalkspat, ist ein Mineral
mit der chemischen Formel CaCO3. Farbe: Weiß
oder farblos. Es ist als gesteinsbildendes
Mineral eines der häufigsten in der Erdkruste.
Kilowattstunde (kWh)
Kilowattstunde (kWh) ist die am häufigsten im
allgemeinen Gebrauch verwendete Einheit für
Energie oder Arbeit. Wenn beispielsweise eine
Solaranlage mit der Leistung von einem
Kilowatt eine Stunde lang elektrische Energie
(umgangssprachlich: Strom) produziert, so ent-
spricht das einer Energiemenge von einer
Kilowattstunde.
Kohlendioxid
Kohlendioxid (CO2) ist eine chemische Verbin-
dung aus Kohlenstoff und Sauerstoff und ein
farb- und geruchloses Gas. Es ist ein natürlicher
Bestandteil der Luft und entsteht sowohl bei
der vollständigen Verbrennung von kohlen-
stoffhaltigen Substanzen unter ausreichendem
Sauerstoff als auch im Organismus von
Lebewesen als Produkt der Zellatmung. Das
CO2 wird dabei über den Atem abgegeben.
Umgekehrt sind Pflanzen in der Lage, CO2
durch die Kohlenstoffdioxid-Fixierung in Bio-
masse umzuwandeln. So produzieren Pflanzen
beispielsweise bei der Photosynthese aus anor-
ganischem CO2 Glukose.
Kyoto-Protokoll
Das Kyoto-Protokoll (benannt nach dem Ort der
Konferenz Kyoto in Japan) schreibt verbindliche
Ziele für die Verringerung des Ausstoßes von
Treibhausgasen fest, welche als Auslöser der glo-
balen Erwärmung gelten. Die Zunahme dieser
Treibhausgase wird großteils auf menschliche
Aktivitäten zurückgeführt, insbesondere auf das
Verbrennen fossiler Brennstoffe. Die reglemen-
tierten Gase sind: Kohlendioxid (CO2, dient als
Referenzwert), Methan (CH4), Distickstoffoxid
(Lachgas, N2O), teilhalogenierte Fluorkohlenwas-
serstoffe (H-FKW/HFCs), perfluorierte Kohlen-
wasserstoffe (FKW/PFCs) und Schwefelhexa-
fluorid (SF6).
LNG
LNG ist die Abkürzung für Liquefied Natural
Gas, englisch für Flüssigerdgas.
Megawatt (MW):
1 Megawatt = 106 W = 1.000 Kilowatt. Ein ein-
zelnes Steinkohlekraftwerk hat eine typische
elektrische Leistung von bis zu 700 Megawatt.
Methan
Methan (CH4) – auch Sumpfgas genannt – ist ein
farbloses und geruchloses Gas. Methan ist der
Hauptbestandteil von Erdgas und Biogas. Nach
Kohlendioxid ist es das bedeutendste Treibhaus-
gas, wobei es 20- bis 30-mal wirkungsvoller ist,
allerdings in kleineren Mengen in der Atmos-
phäre vorkommt.
ppm
(Parts per Million), 10-6, ein millionstel Teil.
Schlagwetter
Schlagwetter ist ein Begriff aus der Bergmanns-
sprache. Er bezeichnet im Kohlebergbau, je-
doch auch im Salz- und Erzbergbau unter Tage
austretendes Grubengas (Methangas), welches,
mit Luft gemischt, explosiv reagiert (Schlag-
wetterexplosion). Als Wetter bezeichnet der
Bergmann die Gesamtheit der in einem Berg-
werk befindlichen Luft.
Treibhausgas
Treibhausgase sind gasförmige Stoffe, die zum
Treibhauseffekt beitragen und sowohl einen
natürlichen als auch einen anthropogenen Ur-
sprung haben können. Die wichtigsten natür-
lichen Treibhausgase sind Wasserdampf, Koh-
lendioxid und Methan. Sie heben die durch-
schnittliche Temperatur an der Erdoberfläche
um etwa 30 °C auf +15 °C an. Ohne diesen
natürlichen Treibhauseffekt hätte die untere
Atmosphäre im globalen Mittel nur -18 °C.
Künstliche Treibhausgase der Luft sind das
Distickstoffoxid (Lachgas, N2O, Beitrag etwa
6 %), Fluorkohlenwasserstoffe (FKW bzw.
H-FKW), Schwefelhexafluorid (SF6) und fluo-
rierte Chlorkohlenwasserstoffe (FCKW).
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Anhang
Mehr zum Thema CCS (Auswahl aktueller Schriften und Berichte):
Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie(2007): Leuchtturm COORETEC – Der Weg zum zu-kunftsfähigen Kraftwerk mit fossilen Brennstoffen;Forschungsbericht No. 566
Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie(2005): Dokumentation Nr. 545; EWI/Prognos-Studie»Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr2030«; Energiewirtschaftliche Referenzprognose,Energiereport IV – Kurzfassung
Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie,Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz undReaktorsicherheit (2006): Energieversorgung fürDeutschland; Statusbericht für den Energiegipfel am3. April 2006
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz undReaktorsicherheit (2007): RECCS Strukturell-ökono-misch-ökologischer Vergleich regenerativer Energietech-nologien (RE) mit Carbon Capture and Storage (CCS)(http://www.bmu.de/erneuerbare_energien/downloads/doc/38826.php)
Dooley, J.J. (2006): Carbon Dioxide Capture andGeologic Storage – A Core Element of Global EnergyTechnology Strategy to Address Climate Change; Glo-bal Energy Technology Strategy Program; April 2006
ECOFYS (2007): Sustainability framework for CarbonCapture and Storage; Januar 2007
Fischedick et al. (2007): Geologische CO2-Speicherungals klimapolitische Handlungsoption – Technologien,Konzepte, Perspektiven, Wuppertal Spezial 35, Wup-pertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH, 2007
Intergovernmental Panel on Climate Change (2005):Special Report on Carbon Dioxide Capture andStorage, September 2005
International Energy Agency (2005): IEA; Key WorldEnergy Statistics, 2005
Kemfert, Claudia (2005): Klimaschutz im deutschenStrommarkt: Chancen für Kohletechnologien durchCO2-Abscheidung und -Speicherung; DIW Wochen-bericht No. 16/2005; S. 243-248
Rat für Nachhaltige Entwicklung (2003): Perspektivender Kohle in einer nachhaltigen Energiewirtschaft –Leitlinien einer modernen Kohlepolitik und Inno-vationsförderung – texte No. 4; Oktober 2003
Stroink, Ludwig (2006): Underground Storage of CO2
in Germany; IEA Greenhouse Gas R&D-Programme;Greenhouse Issues, No. 81, March 2006
Umweltbundesamt (2006): Technische Abscheidungund Speicherung von CO2 – nur eine Übergangslösung;Positionspapier des Umweltbundesamtes zu mög-lichen Auswirkungen, Potenzialen und Anforderung-en; Dessau, August 2006 (http://www.umweltdaten.de/publikationen/fpdf-l/3074.pdf)
VGB Powertec EV (2004): CO2 Capture and Storage,VGB Report on the State of the Art, Essen, 2004
Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Glo-bale Umweltveränderungen (2003): Über Kioto hinausdenken – Klimaschutzstrategien für das 21. Jahrhun-dert; WBGU-Sondergutachten
Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globa-le Umweltveränderungen (2006): Die Zukunft derMeere – zu warm, zu hoch, zu sauer; WBGU-Sonder-gutachten
Ziesing, Hans-Joachim (2005): Stagnation der Kohlen-dioxidemissionen in Deutschland im Jahre 2004; DIWWochenbericht 9/2005
Ziesing, Hans-Joachim (2006): CO2-Emissionen inDeutschland im Jahre 2005 deutlich gesunken. DIWWochenbericht, No.12/2006
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Thematisch relevante WebseitenNachfolgend sind einige informative Webseiten aufgelistet, die einen weiteren Einblick in die CCS-Technologie ermöglichen.Sie komplettieren die Liste der Internetadressen aus der Tabelle »Forschungsprogramme«:
1. www.wbgu.de/wbgu_sn2006.html (WBGU-Sondergutachten, 2006: Die Zukunft der Meere – zu warm, zu hoch, zu sauer)
2. www.bmu.de/erneuerbare_energien/downloads/doc/ 38826.php(Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Naturschutz, Umwelt und Reaktorsicherheit:RECCS Strukturell-ökonomisch-ökologischer Vergleich regenerativer Energietechnologien mit Carbon Capture and Storage, 2007)
3. www.umweltbundesamt.de/energie/archiv/CC-4-2006-Kurzfassung.pdf(Verfahren zur CO2-Abscheidung und -Speicherung; Studie im Auftrag des BMU, 2006)
4. www.co2captureandstorage.info/co2db.php (Datenbank aller derzeit laufenden FuE und Demonstrationsprojekte weltweit)
5. www.iea.org/ (Internationale Energie Agentur)
6. www.ipcc.ch/ (IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change)
7. www.geotechnologien.de (FuE-Programm GEOTECHNOLOGIEN)
8. www.zero-emissionplatform.eu/website/ (European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants, ETP-ZEP)
9. www.fossil.energy.gov/programs/powersystems/futuregen/ (US-amerikanisches Forschungsprogramm Future Gen)
10. www.cslforum.org (Carbon Sequestration Leadership Forum, weltweit operierende Plattform zur CCS-Technologie)
11. www.ieagreen.org.uk/ (Internationales Forschungsnetzwerk zum Thema Carbon, Capture and Storage)
12. www.iz-klima.de/ (Informationszentrum Klimafreundliches Kohlekraftwerk)
13. www.globalccsinstitute.com/ (The Global Carbon Capture and Storage Institute (Global CCS Institute)
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Die europäische Pilotanlage CO2SINK zur unterirdischen
CO2-Speicherung im brandenburgischen Ketzin.
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Das Forschungs- und EntwicklungsprogrammGEOTECHNOLOGIEN wird durch das Bundesministeriumfür Bildung und Forschung (BMBF) und die DeutscheForschungsgemeinschaft (DFG) gefördert.
Kontakt:Dr. Ute MünchKoordinierungsbüro GEOTECHNOLOGIENTelegrafenberg, 14473 PotsdamTel. 0331-288 10 71www.geotechnologien.de
Impressum:Konzept, Text: Dr. Ludwig StroinkGrafik, Design: Grit SchwalbeGedruckt auf Zanders Mega Silk.Nach dem internationalenUmweltstandard (PEFC) zertifiziert.3. Auflage, Dezember 2009
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