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Version vom 2. Februar 2011, 15:53 Uhr von Christoph B. (Diskussion | Beiträge) (Links & Online-Quellen)
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Keine Parteiaussage!

Dies ist keine offizielle Parteiaussage, sondern stellt nur einen Arbeitsstand dar!


Entwurf CCS-Karte

CO2-Abscheidung und -Speicherung (engl. Carbon Capture and Storage, auch Carbon Dioxide Capture and Storage, kurz CCS) bezeichnet die Abscheidung von Kohlenstoffdioxid (CO2) aus industriellen Prozessen sowie dessen anschließende Endlagerung, insbesondere in unterirdischen Speicherstätten.

Durch die Einlagerung soll verhindert werden, dass das CO2 in die Atmosphäre gelangt, wo es als Treibhausgas wirken könnte.

Abscheidung

Die Abtrennung kann unterschiedlichen industriellen Verfahren nachgeschaltet werden, z. B. der Branntkalk- oder Zementherstellung, einer Kohlevergasung (CO2-reduziertes IGCC-Kraftwerk), der Verbrennung von Kohle in Sauerstoffatmosphäre oder einer Abgaswäsche.

Abscheidung in Kohlekraftwerken

Bei einem herkömmlichen Kohlekraftwerk entsteht aus 0,32 kg Steinkohle ca. 0,88 kg Kohlenstoffdioxid und 1 kWh elektrischer Strom bei einem Wirkungsgrad von durchschnittlich 38 %. Zur Erzeugung der gleichen Strommenge muss zusätzliche Kohle für die Abtrennung von Kohlenstoffdioxid verwendet werden, da für die Abtrennung Energie aufgwandt werden muss; dies verschlechtert den Wirkungsgrad.

Zur Abtrennung des CO2 könnte man nach der Entschwefelung eine Amin-Wäsche oder eine Carbonat-Wäsche installieren. Bei diesen Verfahren wird CO2 unter anderem durch fein verteilte Chemikalien-Tröpfchen absorbiert. Im nächsten Schritt werden die Amine oder Hydrogencarbonate in einen Abscheider gelangen. Durch Erhitzen wird das absorbierte CO2 wieder desorbiert.

Das Verfahren der Aminwäsche ist bisher am weitesten technisch ausgereift, wird auch bereits in einigen Kraftwerken angewandt, verbraucht aber auch dermaßen viel Energie, dass der Wirkungsgrad eines Kraftwerkes von 38% auf 23% absinkt und ein Kraftwerk 66% mehr Kohle für die gleiche Energieproduktion benötigt.

Abscheidung in Gas- und Dampf-Kombikraftwerken

Ein modernes GuD-Steinkohlekraftwerk (Gas- und Dampf-Kombination, kurz GuD) hat einen Wirkungsgrad von durchschnittlich ca. 45 %, durch die Amin- oder Carbonatwäsche sinkt der Wirkungsgrad auf 30–35 %, was einen um bis zu 50 % höheren Kohleverbrauch für dieselbe Energieausbeute bedeutet.

Abscheidung in Kombikraftwerken mit integrierter Kohlevergasung

Bei dieser Form der Energiegewinnung entsteht ein Gasgemisch aus Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid. Wird dieses bei einem Druck von 60 bar komprimiert, lässt sich das CO2 beispielsweise in Wasser absorbieren oder bei entsprechender Temperatur (unter 20°C) verflüssigen.

Dies wird angewandt, um störendes CO2 vor der Verbrennung des Wasserstoffs zu entfernen.

Um dieses Verfahren konkurrenzfähig gegenüber anderen Abscheidungsverfahren zu machen, müsste jedoch erst eine hocheffiziente Wasserstoffturbine entwickelt werden.

Berechnungen zufolge hat diese Variante der CO2-Abscheidung den geringsten Wirkungsgradverlust (weniger als 10% absolut), ist aber auch technisch noch kaum ausgereift und würde für eine Markteinführung am meisten finanzielle Förderung benötigen.

Abscheidung im Oxyfuel-Verfahren

Im Oxyfuel-Verfahren wird stark zerkleinerte Kohle in einer Atmosphäre aus reinem Sauerstoff (und CO2 zur Temperaturregelung) verbrannt. Das dabei entstehende Rauchgas ist kaum mit Luft-Stickstoff verdünnt und besteht im Wesentlichen aus CO2 und Wasserdampf. Der Wasserdampf kann leicht kondensiert werden, sodass nach der Aufbereitung ein hochkonzentrierter CO2-Strom (Konzentration im Idealfall über 99%) übrig bleibt. Das CO2 kann dann verdichtet und zum Endlager transportiert werden.

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

Speicherung

Als mögliche CO2-Lager gelten zum einen geologische Formationen wie Erdöl- und Erdgaslagerstätten, salzhaltige Grundwasserleiter (saline Aquifere) oder Kohleflöze. Auch eine Lagerung in der Tiefsee wurde untersucht.

Unterirdische Lagerung

Zur Speicherung wird eine unterirdische Lagerung in tiefen Sedimentgesteinen, deren Poren mit Salzwasser gefüllt sind, favorisiert. Für eine effiziente Lagerung sind Drücke und Temperaturen notwendig, wie sie in 800 Meter Tiefe und darunter herrschen. Bei diesen Drücken besitzt das CO2 eine etwas geringere Dichte als das Wasser aber eine erheblich niedrigere Viskosität (fluidaler Zustand) und kann so Salzwasser verdrängen und zusätzlichen Raum schaffen. Ein gewisser Teil des CO2 (in 1000 Meter Tiefe und 40° C etwa 20 kg CO2 pro m3 Wasser) würde sich in salzhaltigem Wasser lösen. (Enick & Klara 1990, Carroll & Mather 1992, Portier & Rochelle 2005). Das so fixierte CO2 könnte als Gas aber wieder freigesetzt werden, falls die Tiefenwässer irgendwo aufsteigen und der Druck damit fällt.

Lagerung im Meer

Kohlenstoffdioxid kann durch Pipelines oder Rohre, die von Schiffen ins Meer ragen, in viele hundert Meter unter der Meeresoberfläche gepumpt werden.

Je nach Druck und Konzentration kann das CO2 mit dem Meerwasser Kohlensäure bilden oder legt sich als CO2-See, bestehend aus flüssigem CO2, auf dem Meeresgrund ab. Diese Möglichkeit der Endlagerung wird kaum noch weiter erforscht.

Chancen

  • CO2, das der Atmosphäre entzogen wird bzw. gar nicht erst in diese gelangt, kann nicht (mehr) als Treibhausgas wirken.
  • Ein globaler Klimawandel könnte so gegebenenfalls gebremst und verzögert werden.
  • In fast erschöpften Erdöl- und/oder Erdgaslagerstätten könnte man durch druckgelagertes CO2 den Förderdruck erhöhen und so zu einer höheren Ausbeute führen.
In Erdölfeldern wird dies bereits angewandt (Enhanced Oil Recovery). In Erdgasfeldern würde sich das Verfahren nur durch das Abstoßen teurer CO2-Zertifikate rentieren.

Kritik

Die Anwendung der CCS-Technologie ist wegen einer Vielzahl von Nachteilen, potenziellen Gefahren und mehreren Alternativen strikt abzulehnen.

Konkrete Risiken für Mensch und Natur

Der Untergrund wird durch den erhöhten Brennstoffbedarf stärker ausgebeutet. Es würden mehr Tagebaue benötigt werden, sodass Landschaften noch schneller als bisher zerstört würden und ein noch höherer Schaden an Mensch und Natur angerichtet werden würde.

Die enormen Drücke, die erforderlich sind, um CO2 in die Erde zu pressen und dort dauerhaft zu lagern, könnten Erdbeben und andere geologische Ereignisse induzieren, die Erschütterungen weit über der Fühlbarkeitsgrenze auslösen können.

Unterirdisch gespeichertes CO2 könnte geologische Instabilitäten weit über die Grenzen der Speicheranlage hinaus verursachen. Dadurch, dass mehr in den Untergrund gepumpt als daraus gefördert würde, würde der unterirdische Druck ansteigen. Die Erdoberfläche könnte durch den stärkeren unterirdischen Druck insbesondere nahe der Injektionsbohrung angehoben und unregelmäßig verformt werden und dadurch Landschafts-, Gebäude-, Straßen- und Personenschäden verursachen.

Aus unterirdischen Lagerstätten austretendes CO2 würde sich auf Bodenniveau ablagern, die Luft verdrängen und kann so Menschen und Tiere ersticken. (Eyer 2004, BMWi 2007, Baxter et. al. 1989)

Ein vergleichbares Ereignis ist in der Vergangenheit bereits eingetreten: Am Abend des 21. August 1986 setzte der Nyos-See, ein von Natur aus CO2-gesättigter Kratersee in Kamerun, aufgrund eines Erdrutsches schlagartig rund 1,6 Millionen Tonnen CO2 frei. Das Gas strömte in nördliche Richtung in zwei naheliegende Täler und tötete Menschen und Tiere in bis zu 27 km Entfernung vom See. Etwa 1700 Menschen und Tausende von Tieren verloren ihr Leben. (Baxter et. al. 1989) [1]

Auch CO2, dass beim Transport durch oberirdische Pipelines austreten könnte, könnte solche Katastrophen herbeiführen. Das Explosionsrisiko beim Transport von CO2 ist zwar erheblich geringer als beim Transport von Erdgas, jedoch ergebe sich aus der erheblichen Toxizität des CO2-Gemischs, bedingt durch sehr giftige Begleitgase wie Schwefelwasserstoff, Schwefeldioxid und Stickstoffoxide, ein stark erhöhtes Gefahrenpotenzial. (UBA 2006)

Die Risiken für Mensch und Umwelt im Falle eines Unfalls oder einer Leckage bei der Endlagerung sind größtenteils zu sehr unerforscht um die Technologie tatsächlich anzuwenden. Auch liegen noch zu wenige Erkenntnisse vor über Sicherheitsmaßnahmen, die nötig wären, um Schäden zu vermindern oder zu vermeiden.

Gesteinsveränderungen

Durch chemische Reaktionen würden bestimmte Minerale chemisch verändert werden. In Versuchslaboratorien wurden Mineralzersetzungen, -veränderungen und -neubildungen beobachtet. Teilweise würden Gesteinsdeckschichten, die mit industriell bedingt verunreinigtem CO2 in Kontakt kommen, aufgelöst und würden in der freien Natur zu Stabilitätsproblemen des Untergrundes oder einer stark erhöhten Permeabilität von Deckgesteinen führen. (Pokrovsky et al. 2005, Wigand et al. 2008)

Einige Modelle, die dies prognostizierten, haben sich in Feldexperimenten bestätigt. (Kharaka et al. 2006)

Endlagerung im Meer

Auch die Endlagerung im Meer ist abzulehnen: 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.

Bei der Einleitung ins Meer, könnte das gelagerte CO2 im Laufe von einigen 100 bis 1000 Jahren durch Diffusion und Konvektion wieder in die Atmosphäre gelangen, sodass nur eine Verzögerung der Emission erreicht oder es im Extremfall sogar zu einer Erhöhung der CO2-Emission kommen würde, denn aufgrund des erhöhten Brennstoffeinsatzes wird mehr CO2 produziert als ohne Abscheidung.

Ökonomische Nachteile

Das Verfahren benötigt so viel Energie, dass bis zu 40% der Energie, die ein Kohlekraftwerk erzeugt, benötigt wird, um das CO2 abzuscheiden und zu transportieren. Dies reduziert die Effizienz der Kraftwerke und verursacht bei gleich bleibender Kraftwerksanzahl Energieversorgungsengpässe. Trotz des hohen Energieaufwands kann keine vollständige Abscheidung stattfinden, sodass weiterhin 10% des erzeugten CO2 in die Atmosphäre gelangen würde. (Audus und Freund 2005)

Werden deswegen mehr Kraftwerke errichtet, muss erheblich mehr Brennstoff gefördert werden, dessen Vorräte deswegen in noch kürzerer Zeit aufgebraucht sein würden.

Dieses Verfahren ist sehr kostenintensiv und möglicherweise erst ab 2020 oder noch viel später großindustriell einsetzbar. (UBA 2006, McKinsey & Company 2007, S. 54) [2] Bis dahin werden die erneuerbaren Energien als Stromquelle jedoch wesentlich stärker ausgebaut sein, weswegen damit begonnen werden könnte, konventionelle Kraftwerke stillzulegen.

Die Einlagerung ist irreversibel. Eingelagertes CO2 muss jahrtausende lang sicher und leckagenfrei gelagert werden. Dies sicherzustellen ist aufgrund des finanziellen, technischen, materiellen und personellen Aufwands nicht durchführbar. (Guddes et. al. 2008)

Es entstünden Ewigkeitskosten über mehrere 1000 Jahre aus Steuergeldern, da die Energiekonzerne nach 30 Jahren die Lagerstätten an den Bund und damit an die Steuerzahler übergeben. Dieser trägt dann das Haftungsrisiko und die Überwachungskosten. (§ 31 Abs. 1 CCS-Gesetzentwurf)

Kosten

Die Kosten der CO2-Abscheidung und –Lagerung setzen sich aus den einzelnen Prozessschritten zusammen (Abscheidung, Transport, Injektion, Überwachung etc.). Der dominante Kostenfaktor ist die Aufwendung für die CO2-Abscheidung. Verglichen mit einem Kraftwerk desselben Typs aber ohne Abscheidung würden Mehrkosten zwischen 38 und 97 € pro Tonne vermiedenes CO2 entstehen. (IEA 2007, Fischedick et. al. 2007, McKinsey & Company 2008) Dies entspräche einem Anstieg der Stromerzeugungskosten pro Kilowattstunde erzeugtem Strom von fast 100% für Kohlekraftwerke und 50% für Gaskombikraftwerke. Bei konventionellen Erdgaskraftwerken würden die Mehrkosten wahrscheinlich noch höher ausfallen.

Sollten die Preise für fossile Energieträger und insbesondere Kohle in Zukunft stärker steigen als bisher angenommen (Kavalov und Peteves 2007), würde sich die Wettbewerbsfähigkeit von CCS weiter verschlechtern. Die Anwendung der Technologie wäre also nur durch extrem hohe staatliche Subventionen wettbewerbsfähig, diese würden für die Anwendung der CCS-Technologie an Energiekonzerne zu Lasten erneuerbarer Energien gezahlt werden.

Speicherkapazität

In Deutschland beträgt die gesamte Lagerungskapazität in Aquiferen (Grundwasserleiter) und entleerten Erdgaslagerstätten zusammen etwa 4,4 bis 8,3 Gt CO2. Das ist etwa das 11- bis 21-Fache der derzeitigen jährlichen CO2-Emissionen des Deutschen Kraftwerkparks (ca. 393 Mt/a). Durch den zusätzlichen Brennstoffbedarf und dadurch auf rund 630 Mt/a vermehrten CO2-Emissionen könnte man in Deutschland nur 7 bis 13 Jahre lang durch Energiegewinnung erzeugtes CO2 speichern. (UBA 2006, BMWi et. al. 2007, May et. al. 2005, Fischedick et. al. 2007)

Bürgerrechtsprobleme

Die Akzeptanz durch die Bevölkerung in den potenziell betroffenen Gebieten ist nicht gegeben. (Shackley et. al. 2007, S. 135, Cremer et. al. 2008, S. 187) Bürger dieser Gebiete protestieren bereits und weitere Proteste sind angekündigt. Jeder Bürger sollte das Recht haben, selbst entscheiden zu können, ob unter seinem Grund und Boden Industrieabfall entsorgt werden dürfe. Da die meisten Bürger dies ablehnen, darf eine Endlagerung nicht stattfinden. Durch die Endlagerung würde der Wert der betroffenen Grundstücke sinken und die gesamte Region für die Bevölkerung und den Tourismus unattraktiv werden.

Alternativen

Durch die CCS-Technologie möchten die konventionellen Energieversorger ihre Vormachtstellung behalten und das Verbrennen fossiler Brennstoffe akzeptabler machen, verhindern aber einen Ausbau neuer billigerer und umweltfreundlicherer Technologien. Dabei gibt es bereits Maßnahmen und Technologien die längst erheblich weiter ausgearbeitet, mit weniger Problemen behaftet und langfristig billiger und umweltfreundlicher sind. Dies sind vor allem:

  • Maßnahmen zur Energieeinsparung und Verbesserung der Energieeffizienz.
  • Die weitere Erforschung und Nutzbarmachung der Erneuerbarer Energien, wie Biomasseverstromung, Windkraft, Sonnenwärme und Sonnenstrahlung, Geothermie, Wasserkraftwerke etc.
  • Biologische Sequestrierung
Bäume betreiben oxygene Photosynthese und benötigen zum Wachstum CO2 vor allem aus der Luft. Wälder sind aus diesem Grund die größten CO2-Speicher auf der Landoberfläche der Erde. Aus diesem Grund wirkt Entwaldung als CO2-Emitter. Seit Beginn der industriellen Revolution wurde ein Großteil der Wälder der Erde abgeholzt. Würde man diese wieder zu einem großen Teil aufforsten, würde man damit der Atmosphäre über längere Zeit viel CO2 entziehen und in Bäumen binden.
Algen sind in der Lage, unter Einwirkung von Sonnenlicht eingeleitetes CO2 zu verstoffwechseln und durch das so geförderte Wachstum Kohlenstoff binden. Das Verfahren lässt sich auch nachts durch künstliche kurzwellige Beleuchtung einsetzen. Die Beleuchtung ließe sich auch CO2-neutral betreiben, wenn die dafür nötige Energie z.B. durch Solarenergie oder durch ein Kohlekraftwerk, dessen emittiertes CO2 vollständig sequestriert wird, erzeugt wird.
  • Außerdem kann CO2 zur Umwandlung überschüssiger Energie genutzt werden. Man kann CO2 abscheiden, unter Energieaufwand in Methan umwandeln und dieses dann dem Gasnetz zuführen oder direkt in Gaskraftwerken verbrennen, das entstandene CO2 wieder abscheiden und erneut in Methan umwandeln. Dies wäre sinnvoll, wenn regenerative Energieproduktion mehr Strom erzeugt als zu dem Zeitpunkt genutzt wird. Elektrische Energie würde dann in chemische Bindungsenergie umgewandelt, als solche speicherbar und bei erhöhtem Energiebedarf wieder in elektrische umwandelbar sein. Da abgeschiedenes CO2 in einem Kreislaufsystem als Energiespeicher sinnvoll verwendet werden kann, ist es auch im Hinblick auf die genannten Risiken unnötig, es endzulagern.

Links & Online-Quellen

Offline-Quellen

  • Audus, H., Freund, P. (2005): Climate change mitigation by biomass gasification combined with CO2 capture and storage. In: Rubin, E. S., Keith, D. W., Gilboy, C. F. (Hrsg.): Greenhouse gas control technologies: proceedings of the 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies: 5-9 September 2004, Elsevier. S. 187-200
  • Baxter, P.J., Kapila, M., Mfonfu, D. (1989): Lake Nyos disaster, Cameroon, 1986: the medical effects of large scale emission of carbon dioxide? British Medical Journal 298 (4), S. 1437-1441.
  • BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie), BMU (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit), BMBF (Bundesministerium für Bildung und Forschung) (2007): Entwicklungsstand und Perspektiven con CCS-Technologien in Deutschland. Gemeinsamer Bericht des BMWi, BMU und BMBF für die Bundesregierung. Berlin: BMWi
  • Carroll, J.J., Mather, A.E., (1992): The system carbon dioxide-water and the Krichevsky-Kasarnovsky equation. J. Solution Chem., 21, 607-621.
  • Cremer, C., Esken, A., Fischedick, M., Gruber, E., Idrissova, F., Kuckshinrichs, W., Linßen, J., Pietzner, K., Radgen, P., Roser, A., Schnepf, N., Schumann, D., Supersberger, N., Zapp, P. (2008): Sozioökonomische Begleitforschung zur gesellschaftlichen Akzeptanz von Carbon Capture and Storage (CCS) auf nationaler und internationaler Ebene. Wuppertal u.a.: Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH u.a.
  • Enick, R.M., Klara, S.M., (1990): CO2 solubility in water and brine under reservoir conditions. Chem. Eng. Comm., 90, 23-33.
  • Eyer, P. (2004): Gasförmige Verbindungen. In: Marquardt, H., Schäfer, S., (Hrsg.): Lehrbuch der Toxikologie. Stuttgart: Wissenschaftliche Verlagsgesellschaft mbH.
  • Fischedick, M., Esken, A., Pastowski, A., Schüwer, D., Spersberger, N., Nitsch, J., Viebahn, P., Bandi, A., Zuberbühler, U., Edenhofer, O. (2007): RECCS – Strukturell-ökonomisch-ökologischer Vergleich regenerativer Energietechnologien (RE) mit Carbon Capture and Storage (CCS). Berlin: BMU.
  • Guddas, I., Hohmuth, T., Schäfer, L. (2008): Crediting CO2 Sequestration – An alternative Approach to Integrating CCS Into the Eu ETS. Carbon and Climate Law Review 4, S. 387 – 393.
  • IEA (International Energy Agency) (2007): World Energy Outlook 2007. Paris: IEA
  • Kavalov, B., Peteves, S. D. (2007): The future of coal. Luxembourg: Europäische Kommission, Generaldirektorin Joint Research Centre, Institute for Energy.
  • Kharaka, Y.K., Cole, D.R., Hovorka, S.D., Gunter, W.D., Knauss, K.G., Freifeld, B.M., (2006): Gas-water-rock interactions in Frio Formation following CO2 injection: Implications for the storage of greenhouse gases in sedimentary basins. Geology, 34, 577-580.
  • May, F., Müller, C., Bernstone, C. (2005): How much CO2 can be stored in deep saline aquifers in Germany? VGB powertech 85 (6), S. 32-37
  • Pokrovsky, O.S., Gobulev, S.V., Schott, J., (2005): Dissolution kinetics of calcite, dolomite and magnesite at 25 °C and 0 to 50 atm pCO2. Chem. Geol., 217, 239-255.
  • Portier, S. und Rochelle, C., (2005): Modelling CO2 solubility in pure water and NaCl-type waters from 0 to 300 °C and from 1 to 300 bar – Application to the Utsira Formation at Sleipner. Chem. Geol., 217, 187-199.
  • Shackley, S., Waterman, H., Godfroij, P., Reiner, D., Anderson, J., Draxlbauer, K., Coninck, H.de, Groenenberg, H., Flach, T., Sigurthorsson, G. (2007): Stakeholder Perceptions of CO2 Capture and Storage in Europa: Results from the EU-funded ACCSEPT Survey Deliverable D3.1 from ACCSEPT – Main Report. Høvik u.a.: Det NorskeVeritas u.a.
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  • UBA (Umweltbundesamt) (2006): Technische Abscheidung und Speicherung von CO2 – nur eine Übergangslösung. Positionspapier des Umweltbundesamtes zu möglichen Auswirkungen, Potenzialen und Anforderungen. Berlin: Umweltbundesamt. UBA-Texte 04/06
  • Wigand, M., Carey, J.W., Schütt, H., Spangenberg, E., Erzinger, J., (2008): Geochemical effects of CO2 sequestration in sandstones under simulated in situ conditions of deep saline aquifers. Appl. Geochem., 23, 2735-2745.