Donnerstag, 15. November 2018
-   ZUKUNFTSFRAGEN

Globale Entwicklung der CCS-Technologie und ihre Rolle als mögliche Klimaschutzmaßnahme

Cornelia Schmidt-Hattenberger

Der von der Menschheit seit der industriellen Revolution verursachte Anteil am Klimawandel rückt durch die breite Diskussion einer umweltschonenden und zuverlässigen Energieversorgung immer mehr in den Fokus der Öffentlichkeit. Eine wichtige Rolle kommt hier der internationalen Staatengemeinschaft zu, durch verbindliche Energiekonzepte in den kommenden Jahrzenten konsequent Vermeidungs- und Minderungsstrategien für Treibhausgas(THG)-Emission umzusetzen. Der Artikel gibt einen Einblick in den derzeitigen Stand der Forschung zur dauerhaften geologischen Speicherung von Kohlendioxid (CO2)-Emissionen durch die Carbon Dioxide Capture and Storage (CCS)-Technologie. Der Fokus liegt dabei auf ausgewählten internationalen Beispielen und dem nationalen Forschungsprojekt zur CO2-Speicherung am Pilotstandort Ketzin im Bundesland Brandenburg.

Auf der UN Weltklimakonferenz in Paris, im Dezember 2015, wurde in Nachfolge des Kyoto-Protokolls von 1997 durch die Staatengemeinschaft eine verbindliche internationale Klimaschutzvereinbarung unterzeichnet, die globale Erderwärmung auf unterhalb 2°C zu begrenzen. Um dieses Ziel zu erreichen, muss das Gesamtbudget des in der Atmosphäre deponierbaren CO2 beschränkt werden (ausgedrückt als die atmosphärische CO2-äquivalente Volumenkonzentration in ppm oder maximale globale Jahresemissionen in Gigatonnen Kohlenstoff/Jahr [1]). Internationale Forschergruppen haben für den 5. Sachstandsbericht des Weltklimarates (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC) sogenannte „Repräsentative Konzentrationspfade“ (RCP) in Form von Modellsimulationen erarbeitet. Diese stehen für mögliche Entwicklungspfade von THG-Emissionen und den damit verbundenen Optionen für Vermeidungsmaßnahmen. Die Bundesregierung hat sich im Jahr 2016 verabschiedeten Klimaschutzplan als anspruchsvolles Langfristziel gesetzt, bis 2050 eine THG-Minderung von bis zu 95 % gegenüber 1990 zu erreichen [2].

CCS als mögliche Klimaschutz-Option

CCS ist eine mögliche Klimaschutzmaßnahme, bei der aus industriellen Prozessen über eine spezifische chemische/physikalische Prozedur emittiertes CO2 abgeschieden (Capture), über einen Transportweg (per Schiff oder Pipeline) zum Speicher gebracht und dort sicher in eine Gesteinsformation des tiefen Untergrundes eingelagert wird (Storage) [3]. Im Bedarfsfall kann CO2 als Rohstoff aus diesem Speicher wieder rückgefördert werden. Zunächst waren CCS-Maßnahmen vorranging auf Reduktion von CO2-Emissionen aus Kohlekraftwerken konzentriert. Inzwischen ist die Entwicklung und Anwendung der Technologie auch auf Bereiche der energieintensiven Industrie erweitert worden, deren Emissionen anders nicht vermieden werden können. Dazu gehören die Bereiche Stahl, Zement, Düngemittel, Zellstoff/Papier, Petrochemie – hier ist kein Phase-out wie bei den Kohlekraftwerken möglich (Abb. 1).

Schematische Darstellung der CCS-Technologie unter Einbeziehung vorhandener fossiler Rohstoffquellen, als Vermeidungsstrategie für emissionsintensive Prozessindustrie und mit Wiedernutzung von CO2 als Rohstoff (modifiziert nach [4])
Abb. 1 Schematische Darstellung der CCS-Technologie unter Einbeziehung vorhandener fossiler Rohstoffquellen,
als Vermeidungsstrategie für emissionsintensive Prozessindustrie und mit Wiedernutzung
von CO2 als Rohstoff (modifiziert nach [4])

In die Diskussion mit einbezogen werden muss auch die sog. Carbon Dioxide Capture and Utilization (CCU)-Technologie, d.h. die Abtrennung von CO2 und anschließende stoffliche Nutzung z.B. in Kunststoffen, Baumaterialien, synthetischen Kraftstoffen. Die Nachhaltigkeit von CCU-Anwendungen liegt in der Einsparung fossiler Rohstoffe und damit verbundener Effizienzgewinne. Allerdings erfordert letztendlich auch CCU eine Speicherung von CO2, um industriebedingte CO2-Emissionen umfassend und in signifikanter Menge zu senken. In diesem Zusammenhang ist auch noch die Verwertung von Biomasse mit nachgeschalteter Nutzung oder Speicherung von CO2 zu nennen (Bioenergy with CCU/S, BECCU bzw. BECCS), sowie auch Direct Air CCU/S (DACCU, DACCS), d.h. die Entnahme von CO2 aus der Atmosphäre mit anschließender Nutzung bzw. Speicherung von CO2.

Ein wichtiger Schwerpunkt der CCS-Technologie ist die geologische Speicherung, worauf auch ein besonderes öffentliches Interesse ruht. Es kommen vier Speicheroptionen in Betracht: (1) Tiefe, salzwasserführende Grundwasserleiter (saline Aquifere) untermeerisch = offshore oder kontinental = onshore, (2) Er schöpfte Erdöl- und Erdgas-Lagerstätten (die Optionen 1 und 2 ermöglichen die Speicherung von CO2 im Porenraum des Speichergesteins), (3) nicht abbaubare Kohleflöze, die eine Speicherung durch Sorption von CO2 an Kohlen zulassen, (4) Basalte, die ebenfalls den Poren und Kluftraum des Gesteins nutzen und zusätzlich sehr schnelle mineralische Bindung des CO2 durch hohe Reaktivität des Gesteins ermöglichen.

Für Deutschland schätzen Experten der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) die CO2-Speicherkapazität in salinen Aquiferen (einen der wichtigsten Speichertypen weltweit) auf ca. 6 bis 12 Gt (6-12 Mrd. t). Erdgaslagerstätten bieten ca. 2,75 Gt Speicherkapazität. Zum Vergleich: Deutschlands in CO2-Äquivalente umgerechnete Gesamtemission in den Jahren 2014-2016 betrugen ca. 0,9 Gt jährlich [2].

CCS-Projekte weltweit

International existieren bereits umfangreiche Erfahrungen zur geologischen CO2-Speicherung. Das Schaubild in Abb. 2 beruht auf einer Analyse des Global CCS Institutes [5] und zählt derzeit insgesamt weltweit 17 im Betrieb befindliche CCS-Projekte, davon wiederum 13 großskalige (industrielle) Projekte, die das an einer Punktquelle abgeschiedene CO2 zur Ausbeutesteigerung von Erdöllagerstätten (Enhanced Oil Recovery - EOR) einsetzen, wo dann schlussendlich der größte Teil des CO2 am Ende in der Lagerstätte verbleibt. Davon sind zehn dieser Projekte sind in Nordamerika lokalisiert, drei weitere verteilt auf Brasilien, Saudi-Arabien und die Vereinten Arabischen Emirate, alle zusammen mit einer Gesamtbilanz von 27,4 Mio. t abgeschiedenes und eingespeichertes CO2 pro Jahr. Es gibt ferner vier industrielle Projekte zur direkten, dauerhaften CO2-Speicherung: Sleipner, Snøhvit (Norwegen), Decatur Illinois (USA) und Quest (Kanada) mit zusammen ca. 3,7 Mio. t eingespeichertem CO2 pro Jahr. Im fortgeschrittenen Aufbau (grün) befinden sich noch weitere vier Projekte (Kanada, China, Australien) und ebenso 4 Projekte im Entwicklungsstadium (orange) in den USA, China und Norwegen.

Schaubild zu derzeit 17 internationalen großskaligen CCS-Projekten, die in Betrieb sind (blau). Weitere befinden sich im Aufbau (grün) oder in der Entwicklungsphase (orange). Die Größe des Symbols steht für die eingespeicherte Menge CO2 pro Jahr (modifiziert nach [5])
Abb. 2 Schaubild zu derzeit 17 internationalen großskaligen CCS-Projekten, die in Betrieb sind (blau).
Weitere befinden sich im Aufbau (grün) oder in der Entwicklungsphase (orange). Die Größe des
Symbols steht für die eingespeicherte Menge CO2 pro Jahr (modifiziert nach [5])

Im Folgenden sollen einige Beispiele der internationalen Entwicklung zur CCS-Technologie betrachtet werden [6]. Ein sehr prominentes Projekt in Kanada war das Retrofitting von Unit 3 (139 MW-Block) des Steinkohlekraftwerks Boundary Dam, in Estevan, Saskatchewan. Es stellte die weltweit erste großtechnische Demonstrationsanlage zur CO2-Emissionsreduktion im Kraftwerks-Bereich dar, die im Oktober 2014 eingeweiht wurde. Die Abscheidekapazität beträgt ca. 1 Mio. t CO2/Jahr und der Transport des CO2 erfolgt über eine 70 km langen Pipeline zur Ausbeutesteigerung des Weyburn-Ölfeld (EOR, Reservoir-Tiefe 1.300-1.500 m). Nichtbenötigtes CO2 wurde via 3 km langer Pipeline zum geologischen Puffer-Speicher Aquistore (3.000 m Tiefe) transportiert.

Die direkte CO2-Speicherung in einem salinen Aquifer (ohne EOR-Nutzung) wurde durch das Quest Projekt in Scotford (nahe Edmonton) in Alberta/Kanada demonstriert. Die CCS-Anlage ist an die Wasserstoff-Herstellung im Rahmen der Aufbereitung von Ölsanden gekoppelt (Hydrogen Manufacturing Units, HMUs). Das bei der Bitumenveredelung anfallende CO2 (ca. 1 Mio. t CO2/Jahr) wird seit Herbst 2015 nach Transport über eine 60 km lange Pipeline in einem salinen Aquifer, in ca. 2.000 m Tiefe gespeichert.

Die weltweit erste BECCS-Anlage befindet sich in Decatur (Illinois, USA). Hier wird das beim Fermentationsprozess von Mais als Energiepflanze anfallende CO2 abgefangen und im Untergrund gespeichert. BECCS wird von vielen Klimaforschern als Schlüsseltechnologie im Kampf gegen den Klimawandel angesehen. Im aktuellen Weltklimabericht basieren rund 3/4 der Szenarien auf dem Anbau von Energiepflanzen in Kombination mit CCS, da hierdurch eine Einhaltung des Zwei-Grad-Ziels durch negative Emissionen in den Emissionsvermeidungspfaden ermöglicht werden kann. Kritikpunkte dieser Anwendung sind allerdings die Landnutzungskonkurrenz und der wachsende Flächenbedarf für die Energiepflanzen. 

Petra Nova (Texas) ist derzeit die weltgrößte CCS-Anlage zur Emissionsreduktion an einem konventionellen Kraftwerk. Hier wurden die technischen Parameter vom kanadischen Vorreiter-Projekt Boundary Dam noch überboten: Retrofitting eines Steinkohleblock mittels 240 MW CCS System, Post-Combustion Abscheidetechnik sowie seit Anfang Januar 2017 Einspeisung von ca. 1.6 Mio. t CO2/Jahr via 130 km langer Pipeline in ein Ölfeld nahe Houston zur EOR-Anwendung, mit abschließendem Verbleib im Reservoir von ca. 1.500–1.900 m Tiefe.

Die Situation in Europa zeigt einen anderen Entwicklungstrend. Großskalige CO2-Speicherprojekte gibt es bisher nur in Norwegen. Die dortige, im Jahr 1990 implementierte CO2-Steuer für den Offshore-Petroleumsektor schuf einen finanziellen Anreiz, um das bei der Erdgasförderung anfallende CO2 abzuscheide und untermeerisch (off-shore) zu speichern. In diesem Kontext entstanden zwei CO2 Speicher-Projekte im Norwegischen Kontinentalschelf: Sleipner und Snøhvit, beide vom norwegischen Unternehmen Equinor (vormals Statoil) betrieben. Seit 1996 wird im Gasfeld Sleipner-West Erdgas mit einem hohen CO2-Anteil produziert. Auf der Sleipner-Platform befindet sich die Technik zur Gas-Förderung, CO2-Abscheidung und CO2-Einspeicherung. Das abgetrennte CO2 wird nicht zur Produktionssteigerung genutzt, sondern direkt in die Utsira Formation ca. 1.000 m u.d.M. injiziert. Die Einspeisung beträgt ca. 1 Mio. t CO2/Jahr.

In 2008 startete mit Snøhvit die weltweit erste Flüssigerdgas-Anlage (Liquified Natural Gas, LNG) mit CO2-Speicherung. Aus dem in der Barentsee produzierten Gas wird CO2 abgetrennt (Anteil 6–10%), per Pipeline von der Verarbeitungsanlage zum Snøhvit-Feld zurück transportiert und in die Tubåen Formation ca. 2.600 m u.d.M. injiziert. Die Einspeisung beträgt ca. 0.7 Mio. t CO2/Jahr, als geplante Gesamtkapazität des Speichers werden ca. 31-40 Mio. t CO2 anvisiert. Sleipner und Snøhvit demonstrieren erfolgreich die untermeerische Aquiferspeicherung.

Forschungsstandorte in Europa

Neben den zwei industriellen CCS-Projekten Norwegens hat man in Europa an verschiedenen Standorten relevante wissenschaftliche Fragestellungen zur CO2-Speicherung untersucht (Abb. 3).


Abb. 3 Beispiele wissenschaftlicher Projekte
zur Untersuchung von CO2-Ausbreitung
und -Speicherung an europäischen Forschungsstandorten
(Quelle: GFZ)

Der Versuchsstandort Svelvik nahe Oslo (Norwegen) bildet mit seiner Geologie gut die groben Sande der Utsira-Formation des Sleipner-Feldes und anderer Nordsee-Speicherfelder ab und stellt ein ideales Testgelände für Messmethoden zur Untersuchung der CO2-Ausbreitung dar. 

Island demonstrierte die CO2-Abscheidung (10.000-17.000 t CO2/H2S /Jahr) aus hydrothermalen Fluiden mit anschließender Speicherung von in Wasser gelöstem CO2 im Basaltgestein. Unter den hier gegeben Bedingungen agierte der Basalt als hochreaktives Wirtsgestein und führte innerhalb von zwei Jahren zu einer überaus schnellen mineralischen Ausfällung in Form von Karbonaten. Wegen des sehr wasserintensiven Prozesses (25 t Wasser pro t CO2) ist die Umsetzung der Methode eher für Küsten-Standorte prädestiniert. 

Das Projekt Lacq-Rousse (Frankreich) umfasste die gesamte CCS-Wertschöpfungskette, bestehend aus Abscheidung an einem Gaskraftwerk, Pipeline-Transport über 30 km zu einem ausgebeuteten Erdgasfeld und Einspeicherung von insgesamt 51.000 t CO2 in ca. 4.500 m Tiefe. Die Pipeline wurde früher für Gastransporte genutzt und in diesem Projekt umfunktioniert für CO2. Erdgasfelder gehören generell zu „Premium“ CO2-Speichern, da sie bereits eine sichere Verwahrung des Erdgases über Jahrmillionen bewiesen haben.

Ketzin (Deutschland) als erstes europäisches kontinentales (onshore) Pilotspeicherprojekt, hat den vollen Lebenszyklus eines CO2-Speichers untersucht, insgesamt 67.000 t CO2 injiziert und dabei ein einzigartiges multidisziplinäres Monitoring-Programm getestet. Ketzin war Vorbild für nachfolgende europäische Forschungsprojekte zur CO2-Speicherung. 

Das Projekt Hontomin (Spanien) untersucht die CO2-Speicherung im Karbonatgestein, bisher wurden ca. 10.000 t CO2 injiziert. Auch dieser Wirtsgestein-Typ kommt weltweit vor und muss auf Tauglichkeit für sichere und verlässliche CO2-Speicherung untersucht werden. 

Der CO2-Pilotstandort in Ketzin (Brandenburg)

Der CO2-Pilotstandort Ketzin repräsentiert das einzige Forschungsprojekt zur geologischen CO2-Speicherung in Deutschland sowie das einzige europäische Projekt zur CO2-Speicherung in einem salinen Aquifer auf dem Festland (onshore) (Abb. 4). Unter der Leitung des GeoForschungsZentrums Potsdam und begleitet von nationalen und internationalen Forschungspartnern, erfolgten von 2004-2017 wissenschaftliche Untersuchungen zur Einbringung von CO2 in den Untergrund und Beobachtung dessen Ausbreitung, unterstützt von europäischen und nationalen Fördermitteln sowie Industriemitteln. Über den Zeitraum Juli 2008 bis August 2013 wurden in einem regelmäßigen Injektionsbetrieb etwa 67.000 t des Treibhausgases CO2 in einer Tiefe von ca. 630 m eingespeichert und mittels eines multidisziplinären Monitoring-Programms untersucht [7]. In der Projektphase 2014-2017 wurde das PostInjektionsverhalten des CO2 im Untergrund analysiert und der sichere, dauerhafte Verschluss der Bohrungen vorbereitet. Die gewonnenen Untersuchungsergebnisse zeigten, dass:

  • eine sinnvolle Kombination geochemischer und geophysikalischer Überwachungsmethoden in der Lage ist, selbst geringe Mengen an CO2 zu detektieren und deren räumliche Verteilung abzubilden;

  • numerische Simulationen imstande sind, das zeitliche und räumliche Verhalten des injizierten CO2 wiederzugeben und das Langzeitverhaltens eines Speichers zu prognostizieren;
  • eine transparente und sachliche Informationspolitik von Beginn an eine breite Akzeptanz für Forschungsarbeiten wie am Standort Ketzin erzeugen kann.

(a) Schematische Darstellung des Speicherkomplexes am Pilotstandort Ketzin [7], (b) Luftbildaufnahme vom Gelände mit Bohrungen und Injektionsanlage, (c) Durchlaufene Phasen eines CO2- Speichers Fotos: GFZ
Abb. 4 (a) Schematische Darstellung des Speicherkomplexes am Pilotstandort Ketzin [7], (b) Luftbildaufnahme
vom Gelände mit Bohrungen und Injektionsanlage, (c) Durchlaufene Phasen eines CO2-
Speichers Fotos: GFZ

Damit wurde am Pilotstandort Ketzin beispielhaft gezeigt, dass eine sichere und langfristige Speicherung von CO2 in  tiefliegenden salinen Aquiferen möglich ist, sofern grundlegende Regeln, wie sie die Europäische Kommission in ihrer CCS-Direktive aus dem Jahr 2009 beschrieben hat, angewendet und erfüllt werden [8]. Das Ketzin-Projekt erhielt erstmals den Preis „Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF) Recognition Award“, initiiert durch das CSLF, einer internationalen Klimaschutzorganisation auf ministerieller Ebene. Eine Übertragung der Forschungsergebnisse vom Pilotmaßstab auf künftige CO2-Speicherstandorte im industriellen Maßstab ist nach Einschätzung der Forscher größtenteils möglich und wäre ein notwendiger Schritt, um tatsächlich einen wirksamen Effekt bei der Reduzierung des Treibhausgases CO2 zu erreichen.

Ausblick auf zukünftige Entwicklungen

Mit der europäischen Initiative „ACT-Accelerating CCS Technologies“ [9] läuft derzeit ein vielversprechendes Förderprogramm, welches gezielt die Entwicklung von CCS auf industrieller Skala unterstützt. In einer ersten Phase von 2017-2020 wurden acht Projekte mit einer Laufzeit von drei Jahren gefördert. In vier dieser Projekte gibt es eine Beteiligung deutscher Unternehmen und Forschungseinrichtungen, die sich auf drängende Fragen von Betreibern und Regulatoren konzentrieren:

  • Lösung noch bestehender Probleme bei der technischen Markteinführung durch effizientere CO2-Abscheidung in integrierten Industrie-Clustern;
  • kosteneffiziente Möglichkeiten für Kombination CCS und Wasserstoff, inklusive Transport und Speicherung;

  • Risikoanalyse und Vermeidungsstrategien für CO2-Migration bei Störungen und Rissen im Abdeckgebirge;

  • Druckmanagement und Konformität von industriellen CO2-Speichern, Ableitung von Empfehlungen für Betreiber und Regulatoren.

Aus dem bisherigen Status Quo lässt sich schlussfolgern, dass die erreichten ingenieurtechnischen und wissenschaftlichen Ergebnisse vielversprchend sind und die CCS-Technologie in Konzepte zukünftiger Energiesysteme und in die Raumplanung für den geologischen Untergrund mit integriert werden sollte. Für eine wirtschaftliche Umsetzung bedarf es der konsequenten Etablierung von Marktmechanismen, die einen realistischen CO2-Preis garantieren und das Emissionshandelssystem (Emission Trade System, ETS) zur Funktion bringen, sodass sich zu leistende Mehrinvestitionen für CCS über Emissionszertifikate einlösen lassen. Eine weitere Etablierung von rechtlichen Rahmen zur Unterstützung der CO2-Speicherung durch Anpassung bzw. Überarbeitung des nationalen CO2-Speicher Gesetzes (KSpG) [10] als auch zur Regelung transnationaler CO2-Transporte erweist sich als unerlässlich.

Quellen

[1] P. Smith et al.: Biophysical and economic limits to negative CO2 emissions. Nature Climate Change 6 (1),
2016, 42.

[2] BMU: Klimaschutz in Zahlen. Fakten, Trends und Impulse deutscher Klimapolitik. Berlin, Ausgabe 2017, 6.

[3] Kühn, M.; Liebscher, A.; Martens, S.; Möller, F.; Kempka, T.; Streibel, M.: Safe Operation of Geological CO2 Storage Using the Example of the Pilot Site in Ketzin. In: Kuckshinrichs, W., Hake, J.F. (Eds.), Carbon Capture, Storage and Use – Technical, Economic, Environmental and Societal Perspectives. Springer, 2015, 127.

[4] IPCC: Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. B. Metz, O. Davidson, H.C. de Coninck, M. Loos, L.A. Meyer (eds.).
Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 2005.

[5] Global CCS Institute: The global status of CCS-2017, Report (2017), Australia. 

[6] International Energy Agency: 20 years of Carbon Capture and Storage Accelerat-ing future deployment, Report (2016), Paris.

[7] Martens, S.; Kempka, T.; Liebscher, A.; Lüth, S. und Möller, F., et al.: Europe‘s longestoperating onshore CO2 storage site at Ketzin, Germany: a progress report after three years of injection. Environmental Earth Sciences 67 (2), 2012, 323.

[8] Accelerating CCS Technologies web-site: http://www.act-ccs.eu

[9] Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die geologische Speicherung von Kohlendioxid. 2009, Brüssel.

[10] Gesetz zur Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz – KSpG), 2012, Berlin.

Hier können Sie den gesamten Artikel (PDF) herunterladen
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Dr. C. Schmidt-Hattenberger, Kommissarische Sektionsleiterin, Sektion 6.3 Geologische Speicherung, Deutsches GeoForschungsZentrum GFZ, Potsdam 

cornelia.schmidt-hattenberger@gfz-potsdam.de

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