Donnerstag, 29. Juni 2017
-   ZUKUNFTSFRAGEN

20 Jahre CCS – Erfolge einer Technologie im Wartestand

Hans-Wilhelm Schiffer und Thomas Thielemann

Die Internationale Energie-Agentur (IEA) hat in der im November 2016 vorgelegten Publikation „20 Years of Carbon Capture and Storage – Accelerating Future Deployment“ die seit 1996 erzielten Fortschritte bei dieser Technologie im Einzelnen beschrieben, die Schlüsselrolle von CCS für das Erreichen ambitionierter Klimaziele dargelegt und sich für eine beschleunigte Umsetzung dieser Option in den bevorstehenden 20 Jahren ausgesprochen. In den nachfolgenden Ausführungen werden die wichtigsten Ergebnisse dieser neuen IEA-Schrift skizziert.

Die Begrenzung des Temperaturanstiegs auf höchstens 2 °C im Vergleich zum vorindustriellen Niveau erfordert ein ganzes Bündel von Strategien. Dazu gehört – neben der Steigerung der Energieeffizienz und dem Ausbau erneuerbarer Energien – unverzichtbar auch die Abscheidung und Nutzung beziehungsweise Speicherung von CO2 (Carbon Capture and (Usage) Storage – CC(U)S). Darauf weisen internationale Organisationen in jüngster Zeit vermehrt hin. Laut dem 2014 vorgelegten Fifth Assessment Report (AR5) des Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) würde die Einhaltung des Ziels, den Anstieg der weltweiten Temperatur auf höchstens 2 °C zu begrenzen, bei Verzicht auf die Nutzung der CCS-Technologie mehr als doppelt so teuer [1]. Der Executive Secretary der United Nations Economic Commission for Europe (UNECE) hat bei der Weltenergiekonferenz in Istanbul im Oktober 2016 erklärt, dass er die Einhaltung der ehrgeizigen Klimaziele der Weltgemeinschaft ohne CCS für unerreichbar hält.

In den letzten 20 Jahren erzielte Fortschritte

Vor gut 20 Jahren, am 15.9.1996, startete südlich von Norwegen in der Nordsee eine Weltpremiere: Erstmals wurde im Industriemaßstab eine Technologie betrieben, mit der im großen Stil CO2-Emissionen in die Atmosphäre verhindert und das CO2 dauerhaft im geologischen Untergrund gespeichert werden konnte: CCS. Die Firma Statoil begann 1996 mit CCS, um das bei der Förderung aus dem Gasfeld Sleipner freigesetzte, natürliche CO2 weitgehend aufzufangen. So wurden und werden bis zu 1 Mio. t CO2-Emissionen pro Jahr vermieden, insgesamt 16 Mio. t bis 2016.

Tatsächlich starteten CCS-Projekte bereits in den 1970er Jahren mit dem Ziel der Steigerung der Ölproduktion (sog. EOR-Projekte: enhanced oil recovery). Sie hatten jedoch die CO2-Emissionsvermeidung nicht als erstes Ziel. Das galt erst für Sleipner 1996, weshalb die IEA [2] dieses Projekt als weltweit ersten wirklichen Durchbruch für die CCS-Technik wertet.

1972 entschied sich ein Konsortium verschiedener Firmen, Erdgas aus der Lagerstätte Val Verde in Texas aufzubereiten, da es zu ca. 70 % natürliches CO2 enthielt. Dieses CO2 wurde in eine benachbarte Öllagerstätte injiziert. 1 t injiziertes CO2 ließ die Ölförderung um 2–3 Barrel ansteigen. In den 1980er Jahren kamen dann die Düngerproduktion in Enid/Oklahoma und die Erdgasaufbereitung Shute Creek in Wyoming hinzu. Die Kapazität für letzteres Projekt wurde 2010 ausgeweitet auf jetzt 7 Mio. t CO2/Jahr. Damit ist Shute Creek eines der größten CCS-Projekte weltweit.

Der CO2-Transport per Pipeline auch über große Distanzen erwies sich seit den 1980er Jahren in den USA aufgrund der EOR-Option als ausgesprochen lukrativ. Daher existieren inzwischen in den USA CO2-Pipelines mit insgesamt rund 6.500 km Länge, in denen etwa 68 Mio. t CO2/Jahr, hauptsächlich aus natürlichen Quellen, für EOR-Zwecke transportiert werden [3]. Vorbehalte in der US-Bevölkerung gegen CO2-Pipelines gibt es kaum, da die mit CCS verbundenen wirtschaftlichen Möglichkeiten überzeugen. Auch ist eine Pipeline bis 2.500 km Entfernung die kostengünstigste CO2-Transportoption.

Würde man einen anderen CO2-Transportweg wählen, wäre die Belastung für die Verkehrsinfrastruktur bedeutend größer. So kann eine Pipeline mit 0,5 m Durchmesser etwa 5 Mio. t CO2/Jahr transportieren. Auf der Schiene wären für die gleiche Menge 5.000 Zugladungen erforderlich oder alternativ 250.000 LKW-Ladungen p. a.

Inzwischen laufen weltweit 15 großskalige CCS-Projekte. Darunter sind Standorte, an denen aus Prozessen der Stahl-, Zement- und Chemieindustrie CO2 abgeschieden wird, ebenso aus der Kohleverstromung. Die 15 Projekte verhindern CO2-Emissionen im Umfang von 30 Mio. t/Jahr, davon 1,6 Mio. t/Jahr in Europa (siehe Tabelle).

Tab.: Große laufende CCS-Projekte weltweit
Projektname Land Inbetriebnahme CO2-Quelle CO2 Abscheidekapazität [Mio. t/a] Speichertyp
Val Verde USA 1972 Erdgasaufbereitung 1,3 EOR
Enid Fertilizer USA 1982 Düngerproduktion 0,7 EOR
Shute Creek USA 1986 Erdgasaufbereitung 7,0 EOR
Sleipner Norwegen 1996 Erdgasaufbereitung 0,9 DSF
Snöhvit Norwegen 2008 Erdgasaufbereitung 0,7 DSF
Great Plains Weyburn Kanada 2000 Synthesegas 3,0 EOR
Boundary Dam Kanada 2014 Kohleverstromung 1,0 EOR
Quest Kanada 2015 Wasserstoffproduktion 1,0 DSF
Century Plant USA 2010 Erdgasaufbereitung 8,4 EOR
Air Products Steam Methane USA 2013 Wasserstoffproduktion 1,0 EOR
Coffeyville USA 2013 Düngerproduktion 1,0 EOR
Lost Cabin USA 2013 Erdgasaufbereitung 0,9 EOR
Petrobras Lula Brasilien 2013 Erdgasaufbereitung 0,7 EOR
Uthmaniyah Saudi-Arabien 2015 Erdgasaufbereitung 0,8 EOR
Abu Dhabi VAE 2016 Stahlproduktion 0,8 EOR
Quelle: IEA, 20 Years of Carbon Capture and Storage, Paris 2016 / EOR = enhanced oil recovery (Steigerung der Ölförderung durch CO2-Injektion) / DSF = deep saline formation (CO2-Speicherung in tiefen geologischen Formationen mit dauerhaft gasdichtem Sedimentdeckel)

Trotz der mit der CCS-Technologie verbundenen erheblichen Kosten stellen diese 15 Projekte z. B. aufgrund der vermiedenen CO2-Emissionen und so eingesparten CO2-Steuer (Norwegen) oder aufgrund der Steigerung der Ölproduktion aus einer Lagerstätte durch CO2-Injektion in den tiefen Untergrund (sog. EOR-Technik, enhanced oil recovery; v. a. USA) wirtschaftlich tragfähige Lösungen dar. Die EOR-Technik wird bei 11 der 15 laufenden CCS-Großprojekte eingesetzt. So scheidet die Anlage Boundary Dam Unit 3 (BD3) des Stromproduzenten SaskPower in Saskatchewan (Kanada) ca. 1 Mio. t CO2/Jahr ab. Über eine 65 km lange Pipeline wird der größte Teil davon in die Öllagerstätte Weyburn eingeleitet. Dies steigert die Ölförderung an den Produktionsbohrungen.

Die Vereinbarung des Ölfeld-Betreibers Cenovus Energy mit SaskPower sieht vor, dass man über 30 Jahre 30 Mio. t CO2 von SaskPower bezieht, aktuell zu einem Preis von 23 Kanadischen Dollar (C$)/t CO2 (ca. 16,48 €/t; Umrechnungskurs 14.12.2016). Bei einer Ölförderung von 30.000 bbl/d entspricht dies 2,10 C$/bbl (1,51 €/bbl). Unterstellt man einen Ölpreis (WTI; Preis 14.12.2016) von 52,44 US$/bbl (49,33 €/bbl), kostet die CO2-Beschaffung den Ölproduzenten nur ca. 3,1 % des zu erzielenden Ölpreises (aktualisiert nach [4]).

CCS-Projekte, die das CO2 dauerhaft im tiefen Untergrund speichern und nicht das Ziel einer gesteigerten Ölförderung haben, werden DSF-Projekte (deep saline formation) genannt, weil sie CO2 unterhalb einer Reihe von abdichtenden Gesteinen in einen porösen und permeablen Gesteinsspeicher in ca. 1–5 km Tiefe injizieren, der vielfach ganz natürlich hochaufgesalzenes („salines“) Grundwasser führt, welches für eine Trinkwassernutzung nicht nutzbar ist. Die Projekte Sleipner, Snöhvit und Quest gehören in diese DSF-Kategorie (siehe Tabelle).

Bis 2012 befanden sich alle großindustriellen CCS-Projekte in nur wenigen Ländern, in den USA, in Kanada, Norwegen und Algerien, wobei das Projekt In Salah in Algerien von 2004 bis 2011 lief und seitdem stillgelegt ist. Wie in der Tabelle zu sehen ist, sind seit 2013 Saudi-Arabien (Uthmaniyah EOR), die VAE (Abu Dhabi EOR) und Brasilien (Petrobras Lula EOR) hinzugekommen.

Warum sind CCS-Projekte gescheitert?

Die erfolgreiche Realisierung eines CCS-Projektes ist an eine ganze Reihe von Bedingungen geknüpft. Aus Kostengründen sollte eine CO2-Punktquelle mindestens der Größe 0,5 Mio. t/Jahr zur Verfügung stehen. Im Umkreis von ca. 300 km sollte ein geologischer CO2-Speicher verfügbar sein, dessen Speichereigenschaften eine dauerhafte Lagerung sicherstellt („permanent containment“). Der Transport des CO2 sollte planungsrechtlich realisierbar sein, vornehmlich per Pipeline. Stabile Rohstoffpreise für Öl, Gas und Kohle sowie auskömmliche Strompreise sollten den investierenden Unternehmen einen ausreichenden finanziellen Hintergrund für CCS-Vorhaben liefern. Die politische, mediale und öffentliche Akzeptanz sollte gegeben sein. Behördliche Genehmigungsauflagen sollten sich an dem Stand der Technik und nicht an postfaktischen Vermutungen orientieren.

Dieser Rahmen war bisher v. a. in den USA, in Kanada und Norwegen gegeben. Im Zeitraum 2007 bis 2014 wurden weltweit über 30 Mrd. US$ an Zusagen öffentlicher Fördergelder gemacht, tatsächlich jedoch nur 2,8 Mrd. US$ bereitgestellt. Diese vielschichtige Gemengelage ließ die Summe der weltweit realisierten und geplanten großen CCS-Projekte von 77 im Jahr 2010 auf 38 im Jahr 2016 fallen [2]. Wesentliche positive und negative Einflüsse auf CCS-Projekte von 1996 bis 2016 fasst Abb. 1 zusammen.

Die EU-Kommission schuf bereits 2009 mit ihrer CCS-Richtlinie 2009/31/EG den rechtlichen Rahmen für den Einsatz der gesamten CCS-Kette in Europa. Der Weg für wirtschaftlich ausgewogene und deutliche CO2-Emissionssenkungen war frei. In Deutschland wurde diese Richtlinie erst 2012 in nationales Recht umgesetzt. CCS-Projekte wurden auf Mengen bis 100.000 t und reine Forschungsvorhaben beschränkt; den Bundesländern wurden starke Eingriffsmöglichkeiten gewährt. Unter diesen Bedingungen stellten RWE und Vattenfall ihre CO2-Speicherprojekte ein.

Shell wollte unter Barendrecht nahe Rotterdam CO2 aus der Pernis-Raffinerie in ausgeförderten Gasfeldern speichern. Das Projekt erfuhr starke Opposition durch die Bevölkerung und die lokale Politik („not-under-my-backyard“). Im November 2010 beendete die niederländische Regierung das Projekt und beschränkte zukünftige CO2-Speicherstandorte auf die niederländische Nordsee (offshore). Die britische Regierung hatte 1 Mrd. £ im sog. „CCS Commercialisation Programme“ bereitgestellt, brach jedoch die Projektauswahl 2015 wenige Tage vor Beginn der COP21-Konferenz ab. Dies war das Ende der eigentlich kurz vor dem Start stehenden CCS-Projekte White Rose und Peterhead [2].

Letztlich sahen sich die CCS-Projektplaner mit folgender Realität konfrontiert: Internationale Klimaschutzbemühungen forderten und fordern zu Recht Emissionsminderungen in vielen Bereichen der Gesellschaft: in der Energiewirtschaft, in der Industrie, im Verkehrsbereich und im Gebäudesektor. Faktisch werden den Sektoren Energiewirtschaft und Industrie jedoch überproportional hohe Emissionsminderungen abverlangt [2].

CCS stellt hier eine Option dar, diese Ziele unter Erhalt der industriellen Basis einer Volkswirtschaft zu erreichen. In manchen westlichen Ländern haben jedoch grundsätzliche Vorbehalte gegenüber Industrie und Technologie CCS-Vorhaben verhindert. Aufgrund diffuser Ängste in Teilen der Öffentlichkeit und Politik sowie nur begrenzter Information der Öffentlichkeit über CCS konnten Argumente für einen Klimaschutz, der günstiger zu bekommen wäre, wenn zusätzlich zum Ausbau erneuerbarer Energien und zur Steigerung der Energieeffizienz auch auf die Technologie der Abscheidung und Speicherung von CO2 verstärkt zurückgegriffen würde, nicht überzeugen [5, 6, 7].

Derzeit ist jedoch bei der Anzahl der CCS-Großprojekte eine Kehrtwende festzustellen. Gegenüber dem Jahresende 2015 ist die Anzahl der weltweit laufenden Projekte mit 15 Vorhaben um zwei gewachsen [4]. Bis Ende 2017 werden sechs Großprojekte hinzukommen. Dies sind das Kemper-County-Projekt (USA, EOR), das Petra-Nova-Projekt (USA, EOR), das Illinois-CCS-Projekt (USA, DSF), das Gorgon-Projekt (Australien, DSF), das ACTIL1-Projekt (Alberta Carbon Trunk Line) mit Agrium-CO2 (Düngerproduktion; Kanada, EOR) sowie das ACTIL2-Projekt mit NW-Sturgeon-CO2 (Ölraffinerie; Kanada, EOR). Weitere fünf Projekte sollen ab 2018 starten [2]. Diese Dynamik ist neu. Weltweit hat sich die Zahl der CCS-Projekte in den letzten 20 Jahren nicht mit der hohen Geschwindigkeit entwickelt, die sie aktuell an den Tag legt.

EOR und EOR+

EOR-Projekte haben heute das primäre Ziel, mehr Öl zu fördern und nicht CO2 dauerhaft zu speichern. Teilweise wird das injizierte und über die Ölförderbohrung wieder gehobene CO2 vom Öl abgetrennt, rezykliert und wieder injiziert. Teilweise emittiert das CO2 aus der Förderbohrung und ist so der Atmosphäre nicht dauerhaft entzogen. Nicht repräsentative Untersuchungen lassen es möglich erscheinen, dass 30 bis 50 % des über EOR injizierten CO2 letztlich in die Atmosphäre entkommen. Weltweit wurden 2016 ca. 68 Mio. t/Jahr an CO2 injiziert. Jedoch nur etwa 25 Mio. t/Jahr davon finden in CCS-Projekten mit dem Ziel der weitgehenden CO2-Speicherung einen Einsatz [8].

Die IEA [2, 8] fordert, Ölproduzenten nicht nur von der durch EOR gesteigerten Ölproduktion, sondern auch von einer möglichst hohen CO2-Injektionsmenge finanziell profitieren zu lassen und nennt dieses Konzept „EOR+“. So kann das CO2-Speicherpotenzial der Öllagerstätten umfassender genutzt werden. Die IEA sieht hier die Möglichkeit, Gelder aus dem Emissionshandel in Ölförderprojekte zu leiten. So sei die tatsächlich dauerhaft gespeicherte bzw. an Emission vermiedene CO2-Menge zu steigern, auf bis zu 0,73 t je 1 t eingespeichertem CO2. Dies eröffnet ein zusätzliches Speicherpotenzial von weltweit 60 bis 360 Mrd. t. Selbst der untere Wert von 60 Mrd. t entspricht bereits zwei Dritteln der zur CO2-Speicherung erforderlichen Menge, um das 2-Grad-Ziel (2DS) zu verwirklichen [2].

CCS-Rechtsrahmen

In den vergangenen Jahren hat es international eine Reihe von Gesetzen und Verordnungen gegeben, um von Regierungsseite die CCS-Projektumsetzung zu starten, zu fördern oder zu verhindern. Diese Regelungen fallen grob in drei Kategorien:

  1. Klimaschutz-motivierte Regulierung,
  2. Politische Initiativen, um CCS zu stützen und zu subventionieren,
  3. Regulierungen des CCS-Projektbetriebes, besonders der CO2-Speicherung.

1. Kategorie – Klimaschutz-motivierte Regulierung: Eine sehr direkte Stützung von CCS-Vorhaben durch regulatorische Vorgaben hat zu den Projekten Sleipner und Snöhvit geführt. Vergleichbares gilt für das CCS-Projekt Boundary Dam in Kanada. Das Inkrafttreten der CCS-Richtlinie 2009/31/EG hat in der EU den Rahmen für CCS abgesteckt, jedoch für sich genommen keine so stützende Wirkung entfaltet, als dass auf dieser Basis in der EU ein großindustrielles CCS-Projekt Realität geworden wäre [2]. Die CCS-Richtlinie hat allerdings die Durchführung von Forschungsprojekten innerhalb der EU erleichtert, wie etwa die des französischen Lacq-Projektes oder des deutschen Ketzin-Vorhabens.

2. Kategorie – Politische Initiativen: Diese Initiativen setzen auf Steuersenkungen oder direkte Subventionen, um die Kapitalkosten eines CCS-Projektes zu senken. Sie bieten Zahlungen für gespeichertes CO2 aus CCS-Zertifikaten oder Einspeisevergütungen, um die Betriebskosten zu reduzieren. Oder diese Initiativen bieten der Privatwirtschaft Steuervergünstigungen für Explorationstätigkeiten oder allgemein für Forschungsaktivitäten, unter die auch CCS fällt.

Besonders das Mittel der direkten Subvention erlaubte die Realisierung vieler der großen CCS-Projekte. Hierunter fallen die 240 Mio. C$ der kanadischen Bundesregierung für das Boundary-Dam-Projekt von SaskPower. Das Quest-Projekt in Kanada wurde möglich durch Mittel aus dem Alberta CCS Fund und dem Canadian Clean Energy Fund. Die 2017 den Betrieb aufnehmenden Vorhaben Kemper County, Petra Nova und Illinois CCS erhielten alle Mittel aus der US Clean Coal Power Initiative [2]. In den USA erhalten Firmen Steuererleichterungen für EOR-Maßnahmen [8]. In Großbritannien waren Einspeisevergütungen für CCS möglich, allerdings gebunden an das UK CCS Commercialisation Programme. Letztgenannte Möglichkeit entfiel mit der Einstellung des Programms 2015 [2].

3. Kategorie – Regulierungen des CCS-Projektbetriebes: Zum CCS-Projektbetrieb gibt es umfassende Regulierungen für die CO2-Speicherung, da in einer Reihe von Ländern die Sorgen der Öffentlichkeit vor dem Leckagerisiko eines CO2-Speichers groß waren und sind. Hierzu zählen die EU, die USA, Kanada, Australien und Japan [2].

Eine Reihe von Aspekten der CO2-Speicherung wird in diesen Fällen geregelt. Hierzu zählt die Schaffung einer rechtlichen Basis für CCS, indem die Speicherung von Fluiden im Porenraum der Gesteine überhaupt gestattet wird. Es wird der Zugang und die Nutzung von Speicherraum als limitierter Naturressource definiert, im Abgleich mit allen konkurrierenden Nutzungswegen des geologischen Untergrundes. Maßnahmen zur fachgerechten Exploration, zur Prognose der standortspezifischen CO2-Ausbreitung im Untergrund und schließlich zur Standortauswahl werden in diesen Regulierungen festgelegt. Rechtliche Verantwortlichkeiten für die Betriebsphase, die Nach-Injektionsphase sowie die Langzeitverantwortlichkeit für Leckagerisiken sind bestimmt. Letztlich haben die Regelungen zur CO2-Speicherung Projektrealisierungen in der EU nicht unterstützt, sondern hatten eine teils gegenteilige Intention [2].

Gestiegene Bedeutung von CCS für den Klimaschutz

Zur Begrenzung des Temperaturanstiegs auf 2 °C gegenüber dem vorindustriellen Niveau hält es die IEA für erforderlich, dass die CO2-Emissionen bis 2050 um 60 % im Vergleich zum Stand des Jahres 2013 sinken. Die kumulativen CO2-Emissionen würden danach auf etwa 1.000 Mrd. t im Zeitraum 2013 bis 2050 begrenzt. Demgegenüber wäre bei Fortsetzung aktueller Trends (business-as-usual) bis zum Jahr 2050 mit einem Anstieg der CO2-Emissionen um 60 % zu rechnen. Die kumulativen CO2-Emissionen würden sich auf rund 1.700 Mrd. t belaufen – bezogen auf den Zeitraum 2013 bis 2050.

Gegenüber dem Trend gemäß business-as-usual, von der IEA als 6DS-Szenario (6-Grad-Szenario) klassifiziert, muss CCS im Zeitraum 2013 bis 2050 einen Beitrag von 94 Mrd. t zur Reduktion der CO2-Emissionen leisten. Dies entspricht 12 % der bis 2050 insgesamt als notwendig erachteten CO2-Emissionsreduktion, um im Einklang mit dem 2DS-Szenario das 2 °C-Ziel einzuhalten (vgl. Abb. 2). Dabei entfallen mit 52 Mrd. t etwa 55 % auf die Stromerzeugung. 29 Mrd. t entsprechend 31 % müssen die industriellen Prozesse beitragen. Darüber hinaus erfolgen 13 Mrd. t CO2-Abtrennung entsprechend 14 % in sonstigen Umwandlungsprozessen.

Die jährliche Menge an abgeschiedenem CO2 würde sich danach von heute weltweit rund 30 Mio. t auf 6,1 Mrd. t im Jahr 2050 vergrößern, was ein Wachstum von mehr als 15 % pro Jahr voraussetzt (vgl. Abb. 3).

CCS nach Sektoren

Um den genannten Beitrag in der Stromerzeugung zu leisten, müssen bis 2050 rund 850 Gigawatt (GW) Stromerzeugungs-Kapazität mit CCS ausgestattet sein, die dann 5.000 Terawattstunden (TWh) Strom erzeugen; dies entspricht 12 % der gesamten weltweiten Stromproduktion.

Davon entfällt mit 570 GW der größte Teil auf Kohle-Kraftwerke. Diese Anlagen tragen dann mit 3.300 TWh entsprechend 8 % zur globalen Stromerzeugung bei. Die aus Kohle-Kraftwerken 2013 bis 2050 abgeschiedene CO2-Menge macht 40 Mrd. t entsprechend rund 80 % der gesamten in diesem Sektor abgeschiedenen CO2-Menge aus.

Daneben sind 2050 etwa 250 GW Gas-Kraftwerke mit CCS ausgestattet, die dann 1.485 TWh entsprechend 4 % der globalen Stromerzeugung beisteuern. Die CO2-Abscheidemengen aus diesen Anlagen werden im Zeitraum 2013 bis 2050 auf 8 Mrd. t entsprechend 15 % des in der Stromerzeugung insgesamt abgeschiedenen CO2 beziffert. Biomasse-Anlagen, ausgestattet mit CCS, bzw. Biomasse-Mitverbrennung machen 5 % der kumulativen CO2-Abscheidemengen in der Stromerzeugung bis 2050 aus.

CCS ist eine Schlüssel-Technologie für CO2-intensive Produktionsprozesse. Im 2DS-Szenario der IEA tragen die industriellen Prozesse mit 29 Mrd. t zu den 2013 bis 2050 erforderlichen CO2-Minderungen bei. Davon entfallen 11 Mrd. t auf die Chemie, 10 Mrd. t auf Eisen und Stahl sowie 8 Mrd. t auf Zement [2].

CCS nach Weltregionen

75 % der gemäß 2DS-Szenario vermiedenen CO2-Emissionen entfallen auf Länder außerhalb der OECD. Allein auf China entfallen bis 2050 mit 26 Mrd. t rund 28 % der weltweit bis 2050 abgeschiedenen CO2-Emissionen.

In China spielt CCS insbesondere in der Stromerzeugung eine wichtige Rolle. China verfügt zurzeit über 900 GW installierte Kohle-Kraftwerkskapazität. Dies entspricht mehr als 45 % der globalen Kohle-Kraftwerkskapazität. Zudem sind dort 200 GW Kohle-Leistung im Bau.

Gleichzeitig gehört Chinas Kohle-Kraftwerksflotte zu den jüngsten und effizientesten weltweit; mehr als zwei Drittel der Kapazität wurden seit 2005 errichtet. Nach IEA-Analysen gibt es für 385 GW von Chinas Kohle-Kraftwerkskapazitäten geeignete CO2-Speicherstätten innerhalb eines Radius von 250 km um die jeweiligen Standorte. Und in vielen Fällen, so die IEA, bleibt die Speicherung auch bei längeren Transportentfernungen attraktiv.

Die Kosten für die Nachrüstung der Anlagen variieren nach Berechnungen der IEA – einschließlich Transport und Speicherung – zwischen 34 US$ und 129 US$/MWh, wobei sich etwa 100 GW zu Kosten von weniger als 50 US$/MWh nachrüsten lassen (einschließlich Transport und Speicherung). D. h.: Es gibt bedeutende Retrofit-Möglichkeiten innerhalb eines akzeptablen Kostenrahmens [2].

Nach China wird OECD-Amerika als die Region mit der größten CCS-Kapazität gesehen; dort werden bis 2050 etwa 12 Mrd. t CO2 abgeschieden. Ebenso wie in China machen in den USA die aus Kraftwerken abgetrennten CO2-Emissionen 67 % der Gesamtmenge aus. Im Unterschied dazu stammen in Indien 60 % der abgeschiedenen CO2-Emissionen aus Industrieprozessen. Für Europa wird angenommen, dass 2050 etwa 7 GW Kohle-Kraftwerkskapazität und 19 GW Gas-Kraftwerkskapazität mit CCS ausgestattet sind. Diese Kapazitäten tragen ungefähr zur Hälfte der abgeschiedenen CO2-Mengen bei. Die andere Hälfte entfällt auf industrielle Prozesse.

Die Rolle negativer Emissionen

In Kombination von Biomasse mit CCS können negative CO2-Emissionen generiert werden. Negative CO2-Emissionen entstehen dadurch, dass Biomasse während des Wachstums CO2 aus der Atmosphäre absorbiert. Wenn bei Verbrennung der Biomasse eine Abscheidung und Speicherung des CO2 erfolgt, ist die während der Wachstumsphase absorbierte CO2-Menge dauerhaft der Atmosphäre entzogen.

Realität ist die Technik bereits in drei Ethanol-Fabriken, in den USA (Arkalon, Bonanza) und in Kanada (Husky Energy). Diese kleinen Projekte speichern jährlich in Summe etwa 0,6 Mio. t im Rahmen von EOR-Vorhaben ein. In den Niederlanden ist eine DSF-Speicherung für CO2 aus Biomasse vorgesehen (ROAD-Projekt). Gemäß IEA ist die Option Biomasse mit CCS auf einen Umfang der jährlichen negativen Emissionen von 10 Mio. t CO2 im Jahr 2020 auf 1,1 Mrd. t im Jahr 2050 deutlich auszubauen.

Dies hat zur Folge, dass die gesamten Brutto-Emissionen des Energiesektors 2050 im 2DS-Szenario von 16,0 Mrd. t CO2 auf netto 14,9 Mrd. t CO2 reduziert werden. Dabei sieht die IEA Möglichkeiten der negativen Emissionen durch CCS sowohl durch die Ethanol- und die Biodiesel-Produktion als auch durch die Biogas-Herstellung. Negative Emissionen durch Biomasse machen 2050 damit etwa ein Sechstel der gesamten 6,1 Mrd. t CO2 aus, die dann gemäß 2DS-Szenario abgeschieden und gespeichert werden [2].

Bedeutung von CCS für die Umsetzung des Paris-Abkommens

Die UN-Klimakonferenz in Paris 2015 (COP 21) sah die CCS-Technik als unverzichtbaren Bestandteil im Mix der erforderlichen Klimaschutz-Maßnahmen. Die Bedeutung von CCS vergrößert sich, wenn – statt des 4DS-Pfades – der 2DS-Pfad erreicht werden soll. So sind von den 94 Mrd. t CO2, die im 2DS-Pfad bis 2050 abgeschieden werden müssen, nur 18 Mrd. t erforderlich, um von 6DS auf 4DS zu kommen, während 76 Mrd. t CO2-Abscheidung nötig sind, um von 4DS zu 2DS zu gelangen. Die 76 Mrd. t entsprechen 15 % der gesamten erforderlichen CO2-Emissionsminderung, um die Differenz zwischen dem 4DS- und dem 2DS-Szenario zu überbrücken (vgl. Abb. 4). Je schärfer die Klimaziele gesetzt werden, desto unverzichtbarer wird somit der Beitrag von CCS. Ohne CCS wird es vor allem schwierig, wenn nicht sogar unmöglich, die 29 Mrd. t CO2-Emissionen aus Industrieprozessen zu vermeiden.

Gemäß 2DS-Szenario ist der Stromerzeugungssektor im Jahr 2050 praktisch dekarbonisiert; so sinken die CO2-Emissionen in diesem Bereich von gegenwärtig mehr als 13 Mrd. t/Jahr auf 1,4 Mrd. t im Jahr 2050 (vgl. Abb. 5). Die durchschnittliche CO2-Intensität der Stromerzeugung würde dann im Jahr 2050 noch 40 g CO2/kWh entsprechen im Vergleich zu heute, wo es mehr als 500 g CO2/kWh sind. Zu den gesamten 2050 verbleibenden CO2-Emissionen würde die Stromerzeugung 2050 nur noch mit 9 % beitragen [2]. Die in industriellen Prozessen im 2DS-Szenario verbleibenden CO2-Emissionen sind in Abb. 6 – differenziert nach Branchen – ausgewiesen.

Beschleunigung der CCS-Umsetzung in den kommenden 20 Jahren

Die Geschwindigkeit bei der Umsetzung der CCS-Technologie muss deutlich erhöht werden, wenn das 2 °C-Ziel erreicht werden soll. Dazu sind sowohl die Schaffung finanzieller Anreizsysteme als auch die rasche Entwicklung von geologischen CO2-Speicherstätten unverzichtbar.

Die Nationally Determined Contributions (NDC), zu denen sich die Staaten bei der Klimakonferenz in Paris verpflichtet hatten, beziehen sich nur auf den Zeitraum bis 2030 und sie bewirken – bei entsprechender Umsetzung – eine Begrenzung des Temperaturanstiegs auf 2,7 °C. Dieser Zeithorizont und die als unzulänglich angesehenen Anstrengungen zum Erreichen des 2 °C-Ziels werden als Erklärung angeführt, dass in lediglich zehn von 162 NDC die Verpflichtung zu CCS erwähnt wird.

Dass die Anwendung der CCS-Technologie der Notwendigkeit zum Erreichen des 2 °C-Ziels hinterherhinkt, ist kein Alleinstellungsmerkmal dieser Technologie. Vielmehr müssen die Klimaanstrengungen insgesamt verstärkt und wirtschaftlich ausgewogen gestaltet werden, um die ambitionierten Ziele, die in Paris vereinbart wurden, zu gesellschaftlich vertretbaren Kosten zu erreichen.

Als finanzielle Anreize zur Unterstützung der Entwicklung von CCS werden von der IEA u. a. öffentliche Zuschüsse, Steuererleichterungen, Zinsgarantien, staatlich garantierte Einspeisetarife, Preis- oder Mengen-Regime für CO2 beziehungsweise eine Kombination dieser Maßnahmen gefordert. Ferner wird den Regierungen eine führende Rolle beim Aufbau der CCS-Infrastruktur, also von Leitungen und Speichern, beigemessen. Die Übernahme langfristiger Verpflichtungen und die Wahrnehmung einer Führungsrolle durch die Regierungen werden als entscheidend angesehen, um der Technologie zum Durchbruch zu verhelfen [2].

Förderung und Unterstützung für alle Klimaschutzpfade erforderlich

Die Bedeutung von CCS reicht weit über die Rolle dieser Technologie zur Begrenzung der CO2-Emissionen aus Kohle-Kraftwerken hinaus. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre zeigen, dass CCS vor allem auch für die Reduzierung der CO2-Emissionen aus Industrieprozessen unverzichtbar ist. Über den Weg EOR wurden besonders in den USA und in Kanada privatwirtschaftliche Projekte in der Chemie, Erdgasaufbereitung, Düngerproduktion und Kohleverstromung realisiert.

CCS hat bewiesen, eine in günstigen Projektkonstellationen bereits heute wirtschaftliche Technologie zur erfolgreichen Emissionsminderung zu sein. Bis Ende 2017 wird die über CCS-Projekte weltweit gespeicherte CO2-Menge auf etwa 40 Mio. t/Jahr steigen. Damit kann es seine Rolle im Mix der erforderlichen Klimaschutz-Maßnahmen einnehmen.

Um das 2-Grad-Ziel zu erreichen, ist es erforderlich, für alle Klimaschutz-Pfade politische Unterstützung und finanzielle Förderung zu realisieren. Das gilt für den Ausbau der erneuerbaren Energien und für Effizienzsteigerungen genauso wie für CCS. Die Verfügbarkeit einer Transport- und Speicher-Infrastruktur wird als Schlüssel für einen Durchbruch bei der CCS-Technologie angesehen. Hier ist eine finanzielle Förderung unabdingbar. Dem Staat wird somit eine bedeutende Rolle beigemessen.

Diese Rolle können die Regierungen mittelbar über eine finanzielle Förderung und beim Aufbau einer Transport- und Speicher-Infrastruktur wahrnehmen. Daneben spielen staatseigene Unternehmen eine wichtige Rolle bei der Umsetzung von CCS-Projekten. So werden gemäß 2DS-Szenario in China bis 2050 etwa 250 GW Kohle-Kraftwerksleistung mit CCS ausgerüstet; über 95 % der Kohlekraftwerke in China gehören Gesellschaften, die sich im Eigentum des Staates befinden, beziehungsweise von der Regierung kontrolliert werden.

Ein anderes Beispiel ist das Vorzeigeprojekt Boundary Dam in Kanada, das der dortigen Provinzregierung gehört. Nach 20 Jahren, in denen maßgeblich Fortschritte bei der Technologie und eine Vielzahl von Anwendungen erreicht wurden, sollte CCS jetzt als bedeutender und integraler Bestandteil einer globalen Energie- und Klimastrategie anerkannt werden.

Literatur

  1. Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC): Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Working Group III Contribution to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Genf 2014; 15, Table SPM.2; www.ipcc.ch/pdf/assessmentreport/ar5/wg3/ipcc_wg3_ar5_full.pdf  ↩

  2. International Energy Agency (IEA): 20 Years of Carbon Capture and Storage – Accelerating Future Deployment. Paris 2016; www.iea.org/publications/freepublications/publication/20YearsofCarbonCaptureandStorage_WEB.pdf  ↩

  3. World Energy Council (WEC): World Energy Resources 2016. London 2016; www.worldenergy.org/wp-content/uploads/2016/10/World-Energy-Resources_FullReport_2016.pdf  ↩

  4. Schiffer, H.-W. u. Thielemann, T.: Die Rolle der Kohle für die weltweite Energieversorgung. BWK – Das Energie-Fachmagazin; 1/2 2016; S. 52–57; www.ingenieur.de/BWK  ↩

  5. Pietzner, K.: Erhebung des Einflusses der CCS-Kommunikation auf die breite Öffentlichkeit sowie auf lokaler Ebene. Wuppertal-Institut; Wuppertal 2010; wupperinst.org/uploads/tx_wupperinst/CCS-Kommunikation_summary.pdf  ↩

  6. European Academies Science Advisory Council (EASAC): Carbon capture and storage in Europe. Halle/Saale 2013; www.easac.eu/fileadmin/Reports/Easac_13_CCS_Web_Complete.pdf  ↩

  7. Fraunhofer ISI: Chancen für und Grenzen der Akzeptanz von CCS in Deutschland „CCS-Chancen“. Karlsruhe 2015; www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/e/de/publikationen/BMBF_03G0831A_CCS_Chancen_Schlussbericht.pdf  ↩

  8. International Energy Agency (IEA): Storing CO2 through Enhanced Oil Recovery. Paris 2015; www.iea.org/publications/insights/insightpublications/storing-CO2-through-enhanced-oil-recovery.html  ↩

Dr. H.-W. Schiffer, World Energy Council, London; Dr. T. Thielemann, RWE Power AG, Köln
thomas.thielemann@rwe.com

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