Welt im Wandel: Energiewende zur Nachhaltigkeit - WBGU
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Tabelle 3.6-1<br />
Effizienz der CO 2 -<br />
Rückhaltung und<br />
Wirkungsgradeinbuße bei<br />
unterschiedlichen<br />
Abscheidungsverfahren.<br />
Quelle: Göttlicher, 1999<br />
Gesamtkosten der Speicherung sowohl <strong>im</strong> Ozean als<br />
auch in geologischen Formationen aus (Reichle et<br />
al., 1999; Gr<strong>im</strong>ston et al., 2001). Sie sind daher der<br />
kostenbest<strong>im</strong>mende Faktor. Hendricks und Turkenburg<br />
(1997) nennen für ein Standardkraftwerk<br />
Abscheidungskosten von 100–250 € pro Tonne C, für<br />
einen Gas-/Dampfturbinenkombiprozess mit integrierter<br />
Kohlevergasung weniger als 100 € pro Tonne<br />
C.<br />
Schätzungen künftiger Potenziale der CO 2 -<br />
Sequestrierung konzentrieren sich derzeit auf die<br />
Speicherkapazität. Sie dürfte weniger durch die technische<br />
Machbarkeit als durch die Wirtschaftlichkeit<br />
<strong>im</strong> Vergleich zu anderen CO 2 -Minderungsstrategien<br />
sowie die gesellschaftliche wie auch politische Akzeptanz<br />
best<strong>im</strong>mt sein. Es wird geschätzt, das sich<br />
be<strong>im</strong> großtechnischen Einsatz der geologischen<br />
Sequestrierung die Stromkosten für den Endverbraucher<br />
um 40–100% erhöhen könnten (Gr<strong>im</strong>ston<br />
et al., 2001).<br />
Bisherige Potenzialabschätzungen erscheinen in<br />
nationalen Forschungsprogrammen als mittel- und<br />
langfristige Ziele. So nennt das amerikanische Federal<br />
Energy Technology Center (FETC) das Ziel, die<br />
Kosten für die CO 2 -Sequestrierung um den Faktor<br />
10–30 bis zum Jahr 2015 zu senken. Ab 2050 sollen<br />
etwa die Hälfte der erforderlichen Emissionsreduktionen<br />
(bezogen auf ein 550 ppm-Stabilisierungsszenario<br />
für CO 2) durch CO 2-Sequestrierung erzielt<br />
werden. Allerdings geht das US Department of<br />
Energy nicht davon aus, dass die Sequestrierung vor<br />
Tabelle 3.6-2<br />
Vergleich verschiedener<br />
geologischer<br />
Speicheroptionen.<br />
EOR Enhanced Oil<br />
Recovery, EGR Enhanced<br />
Gas Recovery.<br />
Quellen: Parson und Keith,<br />
1998; IPCC, 2001c; Herzog,<br />
2001<br />
Prozess CO 2 -<br />
Rückhaltung<br />
[%]<br />
Speicheroption Geschätzte<br />
Kapazität<br />
[Gt C]<br />
Kohlenstoffspeicherung („Sequestrierung“) 3.6<br />
CO2-Abtrennung aus Synthesegasen nach<br />
CO-Umwandlung (aus Kohlevergasung oder<br />
Dampfreformierung von Erdgas<br />
CO2-Aufkonzentration <strong>im</strong> Abgas (meistens<br />
durch Verbrennung in einer Atmosphäre aus<br />
90 7–11<br />
Sauerstoff und rezirkuliertem Rauchgas) ~100 7–11<br />
CO2-Abtrennung aus Rauchgasen k. A. 11–14<br />
Kohlenstoffabtrennung vor der Verbrennung k. A. 18<br />
CO2-Rückhaltung in Kraftwerken mit Brennstoffzellen<br />
k. A. 6–9<br />
2015 überhaupt <strong>im</strong> großtechnischen Maßstab einsatzfähig<br />
ist (US-DOE, 1999).<br />
Lagerung in geologischen Formationen<br />
Ziel der CO 2-Speicherung ist es, das Treibhausgas für<br />
möglichst lange Zeiträume der Atmosphäre zu entziehen.<br />
Dazu muss das CO 2 nach der Abscheidung an<br />
Orten gelagert werden, die vom Kontakt mit der<br />
Atmosphäre isoliert werden können. Als Speicheroptionen<br />
kommen tiefe geologische Formationen<br />
wie Salzstöcke, tiefe Kohleflöze, ausgeförderte<br />
und aktive Gas- und Ölfelder sowie tiefe (saline)<br />
Aquifere in Frage. Bei der Bewertung der Speicher<br />
muss allerdings zwischen Permanentspeichern und<br />
solchen unterschieden werden, in die CO 2 nur als<br />
zusätzliche wirtschaftliche Maßnahme eingepresst<br />
wird. So dient die Einpressung von CO 2 in tiefe, nicht<br />
abbaubare Kohleflöze der Methangewinnung<br />
(Bachu, 2000). CO 2 reduziert auch die Zähflüssigkeit<br />
des Öls, weshalb es weltweit in der Ölförderung <strong>zur</strong><br />
Verbesserung der Ausbeute eingesetzt wird. Allerdings<br />
ist dabei die Verweilzeit mit einigen Monaten<br />
bis Jahren für so sequestriertes CO 2 gering (Bachu,<br />
2000). Daher sind beide Optionen hinsichtlich ihrer<br />
Kohlenstoffbilanz kritisch zu bewerten. Bei den<br />
Abschätzungen des weltweiten Speicherpotenzials<br />
wird meist der theoretisch verfügbare Speicher angegeben<br />
(Tab. 3.6-2), nicht jedoch das technische oder<br />
ökonomische Potenzial. Die Angaben variieren<br />
stark, zumal auch erst wenige systematische Untersuchungen<br />
der Speicherkapazitäten vorliegen.<br />
Relative Kosten Speicherintegrität<br />
Wirkungsgradverlust<br />
bei Stromerzeugung<br />
[%]<br />
Technische<br />
Machbarkeit<br />
Aktive Ölquellen (EOR) klein sehr niedrig gut hoch<br />
Tiefe Kohleflöze (EGR) 40–300 niedrig unbekannt unbekannt<br />
Erschöpfte Öl- und<br />
Gasreservoire 200–500 niedrig gut hoch<br />
Tiefe Aquifere,<br />
Kavernen/Salzstöcke 100–1.000 sehr hoch gut hoch<br />
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