CO2-Abscheidung und -Speicherung

CO2-Abscheidung und -Speicherung
Abfolge der CO2-Abscheidung und -Speicherung

CO2-Abscheidung und -Speicherung (engl. Carbon Dioxide Capture and Storage, kurz CCS) ist die Abscheidung von Kohlenstoffdioxid (CO2) insbesondere aus Verbrennungs-Abgasen sowie dessen Injektion und behälterlose Lagerung in unterirdischen Gesteinsschichten auf unbegrenzte Zeit (CO2-Sequestrierung).

Durch die Deponierung soll weniger CO2 in die Atmosphäre gelangen, denn dort wirkt es als Treibhausgas. CO2-Emissionen sind die Hauptursache der globalen Erwärmung. Nach gegenwärtigem wissenschaftlichen Verständnis ist hierfür „sehr wahrscheinlich“[1] die Verstärkung des natürlichen Treibhauseffektes durch menschliches Einwirken ursächlich.[2][3]

Das Hauptanwendungsgebiet soll die klimaschonende Nutzung fossiler Rohstoffe bei der Stromerzeugung in Kraftwerken werden. Momentan befindet sich die CO2-Abscheidung und -Speicherung noch im Entwicklungsstadium. Bis auf Weiteres existieren nur kleine Pilotanlagen mit geringen Kapazitäten. Angestrebt wird eine Langzeitsicherheit, also ein Zustand, der gewährleistet, dass das gespeicherte Kohlenstoffdioxid unter Berücksichtigung der erforderlichen Vorsorge gegen Beeinträchtigungen von Mensch und Umwelt vollständig und auf unbegrenzte Zeit in dem Kohlenstoffdioxidspeicher zurückgehalten werden kann.

Ein großtechnischer Einsatz in Kraftwerken erscheint frühestens in 10–20 Jahren möglich.[4] Bei der Aufbereitung und Speicherung von Erdgas hingegen existieren in Europa bereits zwei großtechnisch realisierte CCS-Projekte, ein weiteres in Nordafrika.[5]

Die Abtrennung vom Rauchgas kann mit unterschiedlichen Verfahren erfolgen, z. B. nach einer Kohlevergasung (CO2-reduziertes IGCC-Kraftwerk), Verbrennung in Sauerstoffatmosphäre, oder CO2-Wäsche aus dem Rauchgas.

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

Auf EU-Ebene gilt die Richtlinie 2009/31 zur geologischen Speicherung von Kohlenstoffdioxid.

Inhaltsverzeichnis

Abscheidung

Abscheidung in konventionellen Kohlekraftwerken

In den meisten Kohlekraftwerken verlässt das Rauchgas nach der Entschwefelung den Schornstein, wodurch das CO2 in die Atmosphäre gelangt. Bei einem herkömmlichen Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 38 % entstehen aus 0,32 kg Steinkohle ca. 0,88 kg Kohlenstoffdioxid und 1 kWh elektrischer Strom. Der CO2-Anteil im Abgas beträgt etwa 15 Prozent, Hauptbestandteil ist der in der Atmosphäre enthaltene Stickstoff, der nicht an der Verbrennung teilnimmt. Zur Erzeugung der gleichen Strommenge muss zusätzliche Kohle zur Erzeugung von Wärmeenergie für die Abtrennung von Kohlenstoffdioxid verwendet werden; dies verschlechtert den Wirkungsgrad erheblich. Bei bisherigen Schätzungen liegt die Einbuße bei etwa 15 Prozentpunkten, das entspricht der historisch erreichten Verbesserung des Wirkungsgrades von Kraftwerken zwischen 1930 und 1980.

Zur Abtrennung des CO2 könnte man nach der Entschwefelung einen Amin-Wäscher oder eine Carbonat-Wäsche installieren, dieses Verfahren wird auch Post-Combustion-Capture genannt (engl. combustion = ‚Verbrennung‘; capture = ‚Einfangen‘). Dort könnte das CO2 z. B. durch fein verteilte Amin-Tröpfchen absorbiert werden (Aminwäsche). In einem zweiten Schritt würden die Amine oder das Hydrogencarbonat in einen Abscheider (Stripper) gelangen, wo sie erhitzt würden, sodass das CO2 wieder in konzentrierter Form frei wird, das dann eingelagert oder für eine chemische Umsetzung mit Wasserstoff in der Methanolsynthese umgesetzt werden kann.

Bei der Aminwäsche wird Kohlenstoffdioxid bei 27 °C an den Träger angelagert, bei 150 °C vom Träger wieder abgegeben. Bei der Carbonatwäsche erfolgt die Anlagerung bei ca. 40 °C und die Abspaltung bei 105 °C. Die Kohlenstoffdioxid-Abtrennung liegt bei ca. 90 % (Stand 1992).[6] Die Amine oder die Pottasche können dann erneut zur Absorption verwendet werden. Diese Abscheidemethode ist technisch am ausgereiftesten. Hauptnachteil ist jedoch der hohe Energiebedarf, der für die Regenerierung der Amine notwendig ist. Bei einem herkömmlichen Kohlekraftwerk sinkt dabei der Gesamtwirkungsgrad von 38 auf ca. 23 %, was einen 65 % höheren Kohlebedarf für die gleiche Stromproduktion bedeutet. Beim herkömmlichen Kraftwerk ist dieser Weg daher nicht sinnvoll.

Ein weiteres Verfahren, welches den derzeitig geringsten Wirkungsgradverlust von 5 Prozentpunkten (incl. CO2-Kompression)[7] aufweist, ist 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 auch der sehr geringe Wirkungsgradverlust. Durch technische Innovationen scheinen Wirkungsgradverluste von unter 1 % (ohne CO2-Kompression), bzw. unter 3 % (mit CO2-Kompression) realisierbar. Aktuell werden mehrere Versuchsanlagen weltweit betrieben, in Deutschland an der TU Darmstadt.[8] [9]

Leicht bessere Wirkungsgrade lassen sich mit modernen GuD-Kraftwerken erzielen. Ein modernes GuD-Steinkohlekraftwerk hat einen Wirkungsgrad von ca. 45 %, durch die Amin- oder Carbonatwäsche sinkt der Wirkungsgrad auf dann 30–35 %, was jedoch immer noch einen um bis zu 50 % höheren Kohleverbrauch für dieselbe Stromproduktion bedeutet.

Für chemische Synthesen erscheint es energetisch sinnvoll, das Kohlenstoffdioxid mit Kohle zu Kohlenmonoxid (Boudouard-Gleichgewicht) umzuwandeln.[10] Für die Methanolherstellung würde man zusätzlich Wasserstoff benötigen.

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). Der Abscheidegrad von Kohlenstoffdioxid bei einem Steinkohlekraftwerk liegt mit diesen Verfahren bei bis zu ca. 95 %.

Abscheidung in IGCC-Kombikraftwerken

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 Vol.-% 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 ohne CO2-Abscheidung bereits mit technischen Problemen zu kämpfen haben, wird es bis zur Marktreife dieser Technologie jedoch noch einige Jahre dauern. Berechnungen zufolge hat diese Variante der CO2-Abscheidung den geringsten Wirkungsgradverlust (< 10 Prozentpunkte). Der Energieversorger RWE hat 2006 angekündigt, bis 2014 ein Kraftwerk solchen Typs mit CO2-Abscheidung in Deutschland errichten zu wollen.

Zurzeit werden im Rahmen des COORIVA-Verbundvorhabens (COORETEC-Programm) in Deutschland unterschiedliche Optionen für IGCC-Kraftwerke mit CO2-Abtrennung untersucht.

Abscheidung im Oxyfuel-Verfahren

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 %) 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 Leistung von 30 MWthermisch 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.

Weitere Möglichkeiten

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 in der Sahara.

Im Sleipner-Gasfeld in der norwegischen Nordsee werden seit 1996 ca. 1 Million Tonnen CO2 pro Jahr abgetrennt und injiziert,[11] im Gasfeld Snøhvit in der norwegischen Barentssee seit 2008 jährlich gut 700.000 Tonnen.[5]

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“

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.[12]

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)

Von den meisten Forschern auf dem Gebiet der CO2-Sequestrierung wird eine Lagerung in tiefen Sedimentschichten, deren Poren mit Salzwasser gefüllt sind, favorisiert. 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 etwa 20 Mrd. Tonnen Speicherkapazität auf deutschem Territorium entsprechen etwa den CO2-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks während 30 bis 60 Jahren.[13] 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.[14][15]

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.[16]

Seit 2008 wird der Austausch von Methan-Hydraten in Sedimentschichten am Meeresboden gegen CO2 erforscht.[17] 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. 10 Jahren mit dem großflächigen Abbau von submarinen Hydratlagerstätten zu beginnen. Das Leibniz-Institut für Meereswissenschaften an der Universität Kiel hat zum Ziel, den großen Schaden am Weltklima abzuwenden, indem das dem Meeresboden entnommene Methan gegen CO2 ausgetauscht wird.

Gefahren

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.[18]

In aktiven Vulkangebieten kann selten eine weitere CO2-Gefahr bestehen, wenn punktuell langsam CO2 aus dem Magma entgast und sich tief in einem Wasserkörper über lange Zeiträume anreichert. Dabei kann es vorkommen, dass das CO2 plötzlich in großen Mengen an die Oberfläche tritt und Menschen und Tiere in der Umgebung tötet, wie beispielsweise bei der Katastrophe am Nyos-See in Kamerun 1986.

Rechtsrahmen

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

Das Verbot der Verbringung von Abfällen auf See 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

Auf EU-Ebene regelt die Richtlinie 2009/31 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 gibt den Mitgliedsstaaten die Aufgabe, binnen zwei Jahren entsprechendes nationales Recht zu schaffen. Die EU-Richtlinie 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.

CCS-Gesetz in Deutschland

In Deutschland ist der Einsatz von CCS bislang gesetzlich nicht geregelt. Die EU-Richtlinie 2009/31/EG verpflichtet die Mitgliedsstaaten, die Richtlinie binnen zwei Jahren (d.h. bis zum 25. Juni 2011) in nationales Recht umzusetzen.

Ein Anlauf der großen Koalition 2009 zur Verabschiedung eines CO2-Speichergesetzes scheiterte vor Ende der 16. Legislaturperiode.[23] Vor der Bundestagswahl 2009 haben sich die Parteien positioniert. CDU,[24] FDP[25] und auch SPD[26] sehen in ihren Parteiprogrammen CCS als Möglichkeit zum Klimaschutz an. Die SPD will einer CO2-Wiederverwertung Vorrang einräumen.[27]

Der 2009 abgeschlossene Koalitionsvertrag[28] von CDU, CSU und FDP kündigt eine Neuauflage des Gesetzes an. Am 14. Juli 2010 wurden die Eckpunkte eines neuen Gesetzesentwurf zum CCS vorgestellt, mit der sich die Bundesregierung für ein schrittweises Vorgehen bei der weiteren Entwicklung der Technologien entscheidet. Die schwarz-gelbe Bundesregierung überarbeitete den Gesetzentwurf hin zu einem Gesetzentwurf für Demonstrationsanlagen durch zeitliche und mengenmäßige Befristung. Ein fortdauernder Streit mit den norddeutschen Bundesländern über eine Länderklausel (die einzelnen Ländern den Ausstieg aus der Umsetzung des Gesetzes ermöglichen sollte) verhinderte lange einen Beschluss im Bundeskabinett. Am 13. April 2011 verabschiedete das Bundeskabinett einen insbesondere mit Niedersachsen und Schleswig-Holstein abgestimmten Entwurf; zu diesem nahm der Bundesrat in seinem ersten Durchgang am 27. Mai 2011 Stellung. Am 23. September 2011 hat der Bundesrat dem zustimmungsbedürftigen Gesetz nicht zugestimmt.

Der CO2-Testspeicher Ketzin ist nach Bergrecht genehmigt. Auch weitere Untersuchungsgenehmigungen zur Erkundung von CO2-Speichern werden bislang (mangels eines geeigneten Rechtsrahmens) nach Bergrecht („Aufsuchung von Sole“) beantragt. Gleichwohl geben sowohl der Antragsteller als auch die genehmigende Behörde offen zu, dass an eine Gewinnung des bergfreien Bodenschatzes Sole nicht gedacht ist. Juristisch ist diese Vorgehensweise umstritten, allerdings gibt es bislang keine Rechtsprechung.

Andere Länder

In der EU wollen weitere Länder, z.B. die Niederlande und das Vereinigte Königreich, die EU-Richtlinie zeitnah umsetzen und diskutieren eine entsprechende Gesetzgebung.

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

Vorteile und Chancen

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.

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.

Nutzbarkeit der Technik

Der Wirkungsgradverlust am Kraftwerk führt bei heutigem Stand der Technik zu einem Effizienzverlust von Kraftwerken um ca. 10 Prozentpunkte.[29] Dies entspricht einem um ca. 30 % erhöhten Ressourceneinsatz.[30][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. 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 % des CO2 abgeschieden. Hier liegt ebenfalls ein Argument für erneuerbare Energien, die tatsächlich ohne Treibhausgasemissionen arbeiten können.[30]

Lagerung des Kohlenstoffdioxids

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.[13] Dies könnte den kurz- bis mittelfristigen Zielen entsprechen, auf die die Technologie ausgelegt ist.[32]

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 zunichte machen 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 Leckagerate von 0,01 % pro Jahr für akzeptabel,[33] 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.

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.[34]

Alternativen

Kritiker der CO2-Sequestrierung wenden ein, dass andere Alternativen mit weniger Problemen behaftet, weiter entwickelt und zumindest langfristig billiger seien. Insbesondere werden hier genannt:

Biologische Sequestrierung

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: Schwarzerde 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

Die Kosten der CO2-Sequestrierung setzen sich zusammen aus:

  • Kosten für die 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.

Die Höhe ist gegenwärtig noch nicht bekannt. Die IEA schätzt, dass die Kosten gegenwärtig bei 50 bis 100 US-Dollar pro Tonne abgeschiedenes CO2 liegen, durch Forschungs- und Entwicklungsarbeit bis 2030 aber auf 25 bis 50 Dollar gesenkt werden können.[35] 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

Der Gesetzentwurf zu CCS traf im Mai 2009 auf deutliche Kritik beim Sachverständigenrat für Umweltfragen.[36] 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.
  • 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

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.“[37]

Lagerstätten sollten nicht für Kohlekraftwerke genutzt werden

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

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

  • 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

Forschungsprogramme

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[38] 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[39] und Cooretec[40] 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.[41]

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

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

Speicherstätten, Projekte und Bürgerprotest

Die möglichen Lagerungskapazitäten für CO2 werden für die Bundesrepublik Deutschland mit etwa 22 Gt (Gigatonnen) angenommen, diese Annahmen sind aber noch nicht abschließend geklärt. Umfangreiche Untersuchungen dazu finden sich bei der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR).[45]

Schleswig-Holstein

Das Unternehmen RWE Dea will das konzentrierte CO2 aus einem neuen Braunkohlekraftwerk in Hürth bei Köln über eine 530 km lange Pipeline[46] ins nördliche Schleswig-Holstein pumpen. Die Region umfasst etwa 20 mal 15 km in den Ämtern Südtondern, Mittleres Nordfriesland und Schafflund. Ursprünglich sollte die Anlage 2015 in Betrieb gehen. Da die dafür beantragten EU-Fördergelder über 180 Millionen Euro aber voraussichtlich an das konkurrierende Vattenfall-Projekt in Brandenburg gehen, hat sich RWE Dea vom bisherigen Zeitplan verabschiedet.[47].

Umweltminister Christian von Boetticher, Wirtschaftsminister Dietrich Austermann (beide CDU) und RWE Dea hatten die Pläne für das großdimensionierte Demonstrationsprojekt erstmals im März 2008 vorgestellt.[48] Zunächst war grob von Nordfriesland und Ostholstein als Lagerstätte die Rede. Im Mai 2009 hatte das Landeswirtschaftsministerium Bodenuntersuchungen in beiden Regionen genehmigt. RWE Dea wollte zunächst in Südtondern/Schafflund starten. Ende Mai und Anfang Juni 2009 stellte RWE Dea das Projekt dann erstmals den Bürgermeistern der betroffenen Gemeinden im Detail vor.

Mit seismischen Tests soll zunächst untersucht werden, inwieweit die salinen Aquiferen geeignet sind. Geplant sind dazu mehr als 1000 unterirdische Sprengungen. RWE Dea muss dazu von den Grundstücks- und Landbesitzern eine Erlaubnis einholen. Problematisch ist dabei der Nachweis von Schäden an Gebäuden oder unterirdischen Leitungen, die durch die Sprengungen entstehen. Unklar ist, inwieweit Landbesitzer das Betreten durch die Konzerne verweigern können.

Vor Ort treffen die Pläne auf starken Widerstand. Die Bürgerinitiative gegen das CO2-Endlager e. V. in Schleswig-Holstein hat nach eigenen Angaben von Mai bis November 2009 mehr als 80.000 Unterschriften für eine Petition gesammelt. Dies übersteigt die Einwohnerzahl der unmittelbar betroffenen Region. In dem Verein sind mehr als 3500 Menschen Mitglied. Die Initiative arbeitet parteiunabhängig. Sie organisiert regelmäßige Demonstrationen und verteilt Aufkleber und Plakate, die im betroffenen Gebiet sehr präsent sind. Am 7. November 2009 beteiligten sich rund 2000 Personen an einer Menschenkette.

Ämter und Gemeinden organisierten im Sommer 2009 zahlreiche Infoveranstaltungen,[49] zu denen in den kleinen Gemeinden jeweils 400 bis 1300 Zuhörer kamen. Vertreter von RWE Dea stellten die Technik vor. Mehrmals war auch Prof. Olav Hohmeyer als Redner eingeladen, der das Projekt scharf kritisierte.[50] Hohmeyer arbeitet an der Universität Flensburg. Er ist Mitglied im UN-Weltklimarat (IPCC) und im Sachverständigenrat für Umweltfragen.

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 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 CCS-Gesetz im Bundesrat abzulehnen. Der Koalitionsvertrag zwischen CDU und FDP nach der Landtagswahl 2009 bekräftigt die Ablehnung einer Lagerstätte in Schleswig-Holstein. Somit vertreten Landes- und Bundesregierung gegensätzliche Positionen.

Brandenburg

Bürgerprotest

In Brandenburg will der Energiekonzern Vattenfall an einem neuen Braunkohlekraftwerk in Jänschwalde CO2 abspalten, über mehr als 100 Kilometer lange Leitungen transportieren und bei Beeskow (Landkreis Oder-Spree) oder Neutrebbin (Landkreis Märkisch-Oderland) verpressen. Derzeit laufen Anträge, um dafür Erkundungsbohrungen durchführen zu dürfen. Für dieses Projekt fließen voraussichtlich 180 Millionen Euro an EU-Fördergeldern (s.o.). Dagegen haben die Bürgerinitiativen CO2ntraEndlager und CO2-Endlager-stoppen e. V. mehr als 10.000 Unterschriften gesammelt. Politische Unterstützung erhalten die Brandenburger Bürgerinitiativen durch Die Linke[51] oder den CDU-Bundestagsabgeordneten Hans-Georg von der Marwitz[52] 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 Prüfung der Voraussetzungen zur Zulassung des Hauptbetriebsplanes für die Erkundungsregion Birkholz-Beeskow durch das Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe Brandenburg (LBGR) ist abgeschlossen. Neben der Aufsuchungserlaubnis, die im Oktober 2009 erteilt wurde, sind behördlich genehmigte Betriebspläne die Voraussetzung für die Untersuchung des Untergrundes.[55]

Niedersachsen

In den Landkreisen Wesermarsch und Cuxhaven hat die E.ON Gas Storage GmbH (EGS) vier Anträge zur Aufsuchung von Sole gestellt.[56] Die Nordsee-Zeitung spricht sogar von Anträgen in 17 Landkreisen im Wesergebiet.[57]

Der dänische Konzern DONG Energy überlegt zudem, sich für ein neues Kohlekraftwerk in Emden CCS einzusetzen. Eine Lagerstätte wurde noch nicht benannt.[58]

Sachsen-Anhalt

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.[59]

Baden-Württemberg

In Heilbronn baut die EnBW die zweite Testanlage für Praxistests zum Aminwäscheverfahren.[60]

Siehe auch

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

Literatur

Einzelnachweise

  1. Die Aussage folgt dem wissenschaftlichen Sprachgebrauch des vierten IPCC-Bericht, wonach „sehr wahrscheinlich“ eine mindestens 90-prozentige Wahrscheinlichkeit bedeutet.
  2. Intergovernmental Panel on Climate Change (2007): IPCC Fourth Assessment Report – Working Group I Report on „The Physical Science Basis“ mit Zusammenfassung für Entscheidungsträger deutsch
  3. Hansen, J., Mki. Sato, R. Ruedy et al. (2005): Efficacy of climate forcings, in: Journal of Geophysical Research, 110, D18104, doi:10.1029/2005JD005776 (PDF, 20,5 MB)
  4. Konrad Kleinknecht: Wer im Treibhaus sitzt, Piper, 2007, ISBN 978-3-492-05011-1
  5. a b Johannes Peter Gerling: Kohlendioxidspeicherung – Stand in Deutschland und Europa, in: Spektrum der Wissenschaft, Dossier 4/2009, Die fiebernde Erde, S. 70
  6. Birgit Kessler, Jörg von Eysmondt und Heinrich Merten: Nutzung von CO2 aus Rauchgas für chemische Synthesen, Chem.-Ing-Tech. 64 (1992) Nr. 12, S. 1076, VCH-Verlagsgesellschaft Weinheim
  7. 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. Veranstaltung vom Nov. 2008, aus der Reihe „GHGT9“. Washington DC.
  8. CCS-Versuchsanlage an der Technischen Universität Darmstadt
  9. IDW-Online 31. Oktober 2011
  10. Birgit Kessler, Jörg von Eysmondt und Heinrich Merten: Nutzung von CO2 aus Rauchgas für chemische Synthesen, Chem.-Ing-Tech. 64 (1992) Nr. 12, S. 1078, VCH-Verlagsgesellschaft Weinheim
  11. Das Sleipner-Projekt der norwegischen Firma Statoil (Einlagerung von CO2 im norwegischen Nordsee-Meeresgrund) (englisch)
  12. TÜV NORD CERT: Kraftwerksprüfung nach Carbon Capture Ready auf tuev-nord.de
  13. a b Gabriela von Goerne (2009) CO2-Abscheidung und -Lagerung (CCS) in Deutschland; Germanwatch Hintergrundpapier
  14. Peter B. Kelemen and Jürg Matter: In situ carbonation of peridotite for CO2 storage . In: Proceedings of the National Academy of Sciences. 2008 [1]
  15. Artikel der Technology Review zur CO2-Sequestrierung in Peridotit
  16. CO2SINUS CO2 Speicherung in vor Ort umgewandelten Kohleflözen – Forschungsprojekt an der RWTH Aachen
  17. IFM-GEOMAR: SUGAR-Projekt Erforschung der CO2-Sequestrierung in submarinen Gashydrat-Lagerstätten
  18. 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.
  19. Dietrich und Schäperklaus, Der Raum wird knapp: über die Steuerbarkeit, Erdöl Erdgas Kohle 125. Jg. 2009, Heft 1
  20. Amtsblatt der Europäischen Union [2]
  21. CCS in Europe Informationsseiten der EU-Kommission zur geplanten Regulierung von CCS
  22. Europäisches Parlament: „EU-Klimaschutzpaket 2020: CO2-Abtrennung und Speicherung“ (Website des Europäischen Parlaments, 14. Mai 2008)
  23. [3]
  24. CDU Regierungsprogramm 2009, S. 24–25
  25. FDP Wahlprogramm 2009, S. 57
  26. SPD-Regierungsprogramm 2009, S. 26–29
  27. http://www.spiegel.de/wissenschaft/mensch/0,1518,575028,00.html
  28. Koalitionsvertrag CDU/CSU/FDP 2009 (S.20)
  29. Die Zeit, 2009, Wettlauf um die weiße Kohle
  30. a b Axel Berg, CCS-Kabinettsentwurf kein Klima-, sondern Kohlefördergesetz
  31. Hans-Werner Sinn: Das grüne Paradoxon: Warum man das Angebot bei der Klimapolitik nicht vergessen darf. 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, deutsch): „[…] Leider ist eine solche Lösung […] teuer, weil man viel Energie für die Verpressung benötigt (ungefähr ein Drittel der erzeugten Energie).“
  32. GeoCapacity project description
  33. 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)
  34. [4]
  35. [5]
  36. Stellungnahme des Sachverständigenrates für Umweltfragen
  37. Weichenstellungen der Stromversorgung (Prof. Hohmeyer)
  38. [6]
  39. Forschungsprogramm Geotechnologien
  40. Forschungsprogramm Cooretec
  41. Universität Kiel: CCS-Forschungsprojekt gestoppt
  42. Alstom erhält Auftrag für CO2-freies Kraftwerk in Schwarze Pumpe
  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. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe
  46. RWE über Pipeline von Hürth nach Nordfriesland
  47. RWE Dea bremst CCS-Projekt in SH und NRW
  48. Projektvorstellung in Schleswig-Holstein
  49. Chronologie CCS-Projekt Schleswig-Holstein
  50. Vortrag Prof.Hohmeyer über CO2-Einlagerung in Schleswig-Holstein (PowerPoint)
  51. http://www.dielinke-brandenburg.de/index.php?id=34168
  52. Internetpräsenz von Hans-Georg von der Marwitz MdB mit zahlreichen CCS-kritischen Artikeln und Pressemitteilungen
  53. Positionspapier von Hans-Georg von der Marwitz MdB (CDU) zu CCS
  54. Nachricht des Rundfunk Berlin-Brandenburg (rbb) zum Synodalbeschluss der EKBO gegen CCS vom 30. Oktober 2010
  55. europaticker 11/02 Erkundungsbeirat soll klären, ob CO2 in Ost-Brandenburg unterirdisch gespeichert werden kann
  56. Informationsdienst Wissenschaft über CCS-Pläne in Niedersachsen
  57. Nordsee-Zeitung über CCS-Pläne im Wesergebiet
  58. Ostfriesen-Zeitung über CCS-Pläne in Emden
  59. Heimnz Wendel: The Altmark Gas Field. Erdöl Erdgas GmbH, abgerufen am 20. November 2010
  60. EnBW Kraftwerke AG baut zweite Testanlage zur Abscheidung von CO2. Pressemitteilung der EnBW, 26. Juli 2010, abgerufen am 20. November 2010

Weblinks


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