CO2-Booklet

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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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2

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


3

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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Geo

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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.

NA

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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.


6

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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12, 2

006

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)


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


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.

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rope


10

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.


11

Die drei derzeit favorisierten CO2-Abscheidungstechnologien im Kraftwerk


12

Modernes Flüssiggas-Tankschiff.

In vergleichbaren Schiffen wird

auch CO2 transportiert.

STA

TOIL


13

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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14

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


15

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


16

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


17

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


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


19

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


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.


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


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


23

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


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


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.


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.


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.


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


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.


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).


31

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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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.


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).

33


34

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

Brosch_CO2_030608.qxd:Brosch_CO2.qxd 17.12.2009 9:38 Uhr Seite I

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