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Der jüngste Report des Weltklimarats IPCC erklärt die Endlagerung von Kohlendioxid zur Notwendigkeit. Dabei ist die Technologie zurzeit unwirtschaftlich, und die meisten Pilotprojekte sind gescheitert.
Die Menschheit muss schnell handeln, um den globalen Temperaturanstieg auf ein noch erträgliches Mass von höchstens zwei Grad Celsius zu beschränken, so die Botschaft des im November veröffentlichten Syntheseberichts des Weltklimarats IPCC (siehe WOZ Nr. 45/2014). Der globale Kohlendioxidausstoss müsse bis spätestens 2020 sein Maximum erreicht haben und danach sinken – um vierzig bis siebzig Prozent bis Mitte des Jahrhunderts, verglichen mit dem Wert von 2010. Mit dem 21. Jahrhundert soll auch das fossile Zeitalter definitiv enden.
Um das Kohlendioxid in der Atmosphäre zu reduzieren, setzt der IPCC in seinem jüngsten Report auch auf Grosstechnologien wie das Carbon-Capture-and-Storage-Verfahren (CCS), bei dem das Kohlendioxid bei der Verbrennung in Kraftwerken abgeschieden, verflüssigt und via Pipelines in erschöpfte Erdöl- oder Erdgasfelder und andere geeignete Gesteinsformationen verpresst werden soll. Eine gewagte Forderung angesichts der zahlreichen Probleme, die mit dieser Technologie verbunden sind: Pilotprojekte mussten abgebrochen werden, eine Machbarkeit im industriellen Massstab ist ebenso ungewiss wie die mit der Methode verbundenen Risiken. Zudem krankt das Verfahren grundsätzlich an mangelnder Effizienz und Wirtschaftlichkeit.
Widerstände in Europa
Das europaweit älteste CCS-Projekt liegt in der Nordsee: Dort leitet der Erdöl- und Gaskonzern Statoil seit 1996 jährlich rund eine Million Tonnen CO2 in eine mit Salzwasser gefüllte Sandsteinschicht unterhalb des Erdgasfeldes Sleipner. Solchen salinen Aquiferen wird in Europa das grösste Speicherpotenzial für CO2 zugeschrieben, verbreitet sind sie von Nordwesteuropa bis in die Ukraine. Im Dezember 2013 berichtete das Fachmagazin «Nature» von Rissen, die bei einer Inspektion des Meeresbodens rund um das Sleipnerfeld entdeckt worden waren. WissenschaftlerInnen des Helmholtz-Zentrums für Ozeanforschung Geomar erforschen zurzeit die Risiken von CO2-Speichern am Meeresgrund sowie die Folgen möglicher CO2-Austritte auf das marine Ökosystem. Zwar konnten am Sleipnerfeld bislang keine CO2-Austritte festgestellt werden, doch bestehen weitere Risiken von CCS: Druckveränderungen etwa könnten Mikrobeben auslösen, und falls das Salzwasser aus dem Speichergestein in höhere Schichten verdrängt wird, besteht die Gefahr, dass das Grundwasser verunreinigt wird.
Die EU fördert CCS-Demonstrationsprojekte seit längerem, doch scheitern diese immer wieder am Widerstand der Bevölkerung. In Deutschland etwa waren mehrere Test- und Pilotprojekte geplant. Jedoch konnte einzig das Speicherprojekt «CO2Sink» im brandenburgischen Ketzin zum Abschluss gebracht werden. Dort injizierten WissenschaftlerInnen des Geoforschungszentrums Potsdam insgesamt 67 000 Tonnen CO2 in den Untergrund und beobachteten Verbleib und Ausbreitung des Gases; Leckagen gab es dabei nicht. Die Energiekonzerne RWE und Vattenfall hatten mit ihren Pilotprojekten ganz andere Dimensionen im Visier: 35 bis 40 Millionen Tonnen CO2 wollten sie ins Tiefengestein einbringen.
Beide Projekte scheiterten jedoch am Protest der lokalen Bevölkerung und der darauffolgenden restriktiven Gesetzgebung. Im Juni 2012 verabschiedete Deutschland ein CO2-Speichergesetz, das die jährliche Speichermenge von CO2 begrenzt auf 4 Millionen Tonnen insgesamt und 1,3 Millionen Tonnen pro Endlager. Eine Zusatzklausel ermöglicht es den Bundesländern ausserdem, die CO2-Speicherung auf ihrem Gebiet ganz zu verbieten.
Rückgriff auf Subventionen
Auch wenn sich die Energieversorger nicht dazu äussern und der Politik die gesamte Schuld am Scheitern ihrer Demonstrationsprojekte zuweisen: Hineingespielt haben dürften auch ökonomische Überlegungen. Aus Japan, wo grosse industrielle Anlagen bereits CO2 aus ihren Abgasen abscheiden, weiss man um die hohen Kosten dieses Verfahrens – sie belaufen sich auf fünfzig bis sechzig Euro pro Tonne CO2. Im Fall von kohle- oder gasbefeuerten Kraftwerken verdoppeln sich die Kapitalkosten bei der Anwendung von CCS sogar, wie der Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) schreibt. Hinzu kommen Kosten und Energie für den Transport über Pipelines und die Einrichtung des Speichers.
Der Preis für Emissionszertifikate in Europa hingegen bewegt sich zwischen fünf und sieben Euro pro Tonne CO2, die ein Kraftwerk ausstösst. Für die Energieversorger ist es also weitaus günstiger, weiterhin CO2 in die Atmosphäre abzugeben, als ein Vielfaches des Zertifikatspreises für die Endlagerung mittels CCS auszugeben.
Andere Finanzierungsformen als der Emissionshandel sind also gefragt. Eine davon ist die staatliche Subventionierung. In England zum Beispiel plant das Konsortium Capture Power Limited von Alstom, Drax und BOC Linde ein Kohlekraftwerk mit CCS – unter der Voraussetzung, dass ihm der Staat einen festen Strompreis garantiert. In einem 426-Megawatt-Kraftwerksblock soll das CO2 abgeschieden und anschliessend über 165 Kilometer lange Pipelines in einen Speicher unterhalb der Nordsee transportiert werden. Zwei Millionen Tonnen CO2 will Capture Power Limited pro Jahr abscheiden. Durch Beifeuerung von Biomasse wollen die Betreiber zu einer rechnerisch neutralen oder sogar negativen CO2-Bilanz kommen.
Der endgültige Investitionsentscheid über das CCS-Kraftwerk hängt davon ab, ob der Vertrag mit der britischen Regierung zustande kommt. Darin soll sie sich wie im Fall des geplanten Atomkraftwerks Hinkley C verpflichten, den Strom zu einem fixen Preis zu vergüten. Wird an der Börse weniger für den Strom erzielt als vereinbart, muss der Staat den Rest zuschiessen.
Offenbar rentabel ist die CCS-Technologie ausgerechnet, wenn es darum geht, auch noch den letzten Rest an Erdöl und Erdgas aus dem Boden zu holen. Vor allem in den USA und in Kanada wird CO2 seit langem eingesetzt, um Öl und Gas zu fördern, wenn dieses nach längerer Förderdauer im Untergrund nicht mehr den nötigen Druck aufweist. Das dafür nötige CO2 stammte bisher jedoch nicht aus Kraftwerken. Kombiniert mit der CO2-Abscheidung in Kraftwerken oder Industrieanlagen soll die Methode zur Öl- und Gasförderung nun zu einer Klimaschutztechnologie aufgewertet werden.
Unerwünschte Reboundeffekte
Das im September in Betrieb genommene 110-Megawatt-Kraftwerk Boundary Dam im kanadischen Bundesstaat Saskatchewan zum Beispiel setzt auf dieses Enhanced-Oil-Recovery-Verfahren. Einen Teil der pro Jahr anfallenden Million Tonnen CO2 will das Betreiberunternehmen Sask Power International an die Cenovus Oil Company für den Einsatz in einem nahe gelegenen Ölfeld verkaufen – damit schreibt das Projekt schwarze Zahlen. Das restliche CO2 soll in einen salinen Aquifer eingeleitet werden. In Brasilien, wo der Konzern Petrobras das Lula-Ölfeld vor der Küste betreibt, wird das CO2 direkt aus dem zusammen mit dem Öl geförderten Erdgas abgeschieden und dann, um den Druck zu erhöhen, wieder in das Ölfeld eingeleitet, wo es auch verbleiben soll.
Diese Projekte machen deutlich, dass mit der CCS-Technologie ein sogenannter Reboundeffekt verbunden ist: Zwar wird weniger CO2 in die Atmosphäre abgegeben, gleichzeitig aber verlängert sich durch die erschöpfende Öl- und Gasförderung das fossile Zeitalter und damit der CO2-Ausstoss.
Und das ist nicht der einzige unerwünschte Reboundeffekt von CCS: Paradoxerweise wird mit dem Verfahren zur CO2-Abscheidung selbst nämlich ebenfalls eine grössere Menge des Stoffs produziert, der eigentlich vermieden werden soll. Grund dafür ist, dass der Wirkungsgrad des Kraftwerks mit dem CCS-Verfahren sinkt, es also mehr Brennstoff verbraucht und damit auch mehr CO2 produziert. Der deutsche Energieforscher Ulf Bossel rechnete 2010 vor, dass ein Kohlekraftwerk mit einer Kapazität von einem Gigawatt konventionell 2,3 Millionen Tonnen Kohle verfeuert, mit CCS hingegen 3,2 Millionen Tonnen, und dabei statt 7,7 Millionen Tonnen CO2 10,7 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr erzeugt.
Bleibt der Vorschlag des IPCC, CCS bei der Biomasseverfeuerung einzusetzen, um der Atmosphäre auf diese Weise CO2 zu entziehen. Die Energiepflanzen würden CO2 aufnehmen, das bei der Verbrennung eben nicht wieder abgegeben, sondern im Gestein endgelagert würde. Auch hier stellt sich jedoch das Effizienzproblem: Die ohnehin schon bestehende Konkurrenz um Anbauflächen zwischen Energie- und Nahrungsmittelproduktion würde durch CCS verschärft, weil für die gleiche Energieausbeute noch mehr Energiepflanzen angebaut werden müssten.
CCS in der Schweiz
Speicherpotenzial vorhanden, Interesse fehlt
In der Schweiz sind die rechtlichen Rahmenbedingungen zur Anwendung der CCS-Technologie noch vollkommen unklar, Pilotprojekte sind deshalb frühestens in fünf bis zehn Jahren überhaupt möglich, wie Peter Jansohn vom Paul-Scherrer-Institut in Villigen schätzt. Jansohn leitet das Forschungsprogramm «Kraftwerk 2020/CCS». In diesem Programm arbeitet sein Team zum einen daran, den Wirkungsgrad von Gaskraftwerken zu erhöhen, zum anderen erkundet es Speicherpotenziale für Kohlendioxid. «Das theoretische Potenzial liegt bei einigen Gigatonnen, und dieses würde fast siebzig Jahre lang für die Speicherung der gesamten Emissionen der Schweiz, und zwar nicht nur aus dem Kraftwerkssektor, reichen», meint er.
Bei den potenziell attraktivsten Speichern handelt es sich unter anderen um Muschelkalkformationen mit einer wasserdichten Deckgesteinsschicht, einer Gesteinskonstellation, die sich vor allem im Mittelland von Zürich über Bern bis zum Genfersee findet. Technisch kann dieses Potenzial aber bei weitem nicht ausgeschöpft werden, wie Jansohn betont: «Anfangs nimmt das Gestein viel CO2 auf, was bei ungenügenden Speicherkapazitäten aber sehr schnell abnehmen könnte.» Zunächst soll deshalb eine Erkundungsbohrung stattfinden, um die geologische Beschaffenheit genauer zu untersuchen.
Beim derzeitigen Energiemix der Schweiz könnte CCS in Zementwerken eine Rolle spielen. Den Einsatz in Gaskraftwerken, die die Atomkraftwerke potenziell ersetzen werden, hält Lasse Wallquist, Projektleiter bei der Stiftung Risiko-Dialog, für ökologisch und ökonomisch weniger sinnvoll als bei Kohlekraftwerken, weil der CO2-Anteil am Abgas geringer sei. Gleichzeitig ortet Wallquist aber weder bei Schweizer Kraftwerksbetreibern noch in der Zementindustrie ein Interesse an CCS – «wenn kein politischer Druck erfolgt». CCS dürfte hierzulande also trotz der Aussagen des IPCC in nächster Zeit noch kein grosses Thema sein.
Jutta Blume