Thema: CCS

Es wird teuer

Eine ganze Reihe von Verfahren werden gegenwärtig für die Abtrennung von CO2 aus dem Rauchgas entwickelt. Alle werden den Strompreis deutlich erhöhen.

Das ist die Einschätzung von zahlreichen Experten, die kürzlich in München auf einer Veranstaltung von Bayern Innovativ über den aktuellen Stand der CO2-Abtrennung und -Speicherung diskutierten.

Die CO2-Abscheidung nach der Verbrennung (post combustion) entfernt das Gas mit Hilfe einer Rauchgaswäsche oder einer Membran aus dem Abgas-Strom. Die Membran-Technik ist noch im Labor-Stadium der Entwicklung; die Wasch-Techniken sind schon weiter und werden teilweise in Pilotanlagen neben den Kraftwerken getestet (siehe Kasten).

Für die Realisierung dieser zusätzlichen Rauchgaswäsche kommen eine ganze Reihe von Waschflüssigkeiten in Frage, die bereits aus anderen chemischen Prozessen bekannt sind. Das heißt aber nicht, dass die Verfahren sich einfach auf den Kraftwerksbetrieb übertragen lassen: Hier stellt die chemische Zusammensetzung des Rauchgases und die Menge des Rauchgasstroms die Verfahrenstechniker noch vor große Herausforderungen, machte etwa Klaus Görner, Professor an der Universität Duisburg-Essen, deutlich.

Als Waschflüssigkeiten eingesetzt werden heute in den Testanlagen meist Amine (chemische Verbindungen, die aus Ammoniak abgeleitet sind), Karbonate (Salze der Kohlensäure) oder Ammoniak. Die mit CO2 beladene Flüssigkeit muss anschließend wieder regeneriert und in den Kreislauf zurückgeführt werden. Die Entwickler versuchen derzeit, die Prozesse so zu gestalten, dass sie chemisch möglichst schnell ablaufen, wenig zusätzliche Energie verbrauchen, und dass die Waschchemikalie sich möglichst gut regenerieren lässt, ohne dabei ihre chemische Stabilität einzubüßen, erläuterte Görner.

Wirkungsgrad-Erhöhung unumgänglich

Allerdings beanspruchen alle Verfahren sehr viel Platz auf dem Kraftwerksgelände, was ihren Einsatz bei der Nachrüstung bestehender Anlagen schwierig macht. Auch ist der Wirkungsgradverlust des Kraftwerks durch die CO2-Wäsche heute mit 10 bis 14 Prozentpunkten sehr hoch. Görner gab als Entwicklungsziel vor, die Wirkungsgrad-Einbuße durch verbesserte Waschmittel und eine andere Prozessführung auf 8 Prozentpunkte zu beschränken. Zusammen mit einem hocheffizienten Kohlekraftwerk, das bis 2015 entwickelt sein soll und 50 Prozent Wirkungsgrad hat, läge dann der gesamte Wirkungsgrad des CO2-freien Kraftwerks bei etwa 42 Prozent. Das ist immerhin über dem Durchschnitt der heute in Deutschland installierten Kohlekraftwerke; diese haben laut Görner einen Wirkungsgrad von 38 Prozent.

Die Verfahrens-Alternative Oxyfuel, also die Verbrennung mit vorheriger Luftzerlegung, Rauchgas-Rezirkulation und anschließender CO2-Abscheidung, kommt auf etwa den gleichen Wirkungsgrad-Verlust. Die Schlussfolgerung von Görner und anderen Referenten auf dem Kongress: Eine Wirkungsgradsteigerung bei Kohlekraftwerken ist die essenzielle Voraussetzung für den Einsatz der CO2-Abscheidung.

Während der Wirkungsgrad der Anlagen sinkt, werden die Investitionskosten auf alle Fälle steigen. Görner  kalkuliert mit 30 bis 50 Prozent höheren Investitionen für ein Kohlekraftwerk durch die CO2-Abscheidung.

Membranen in Karlsruhe getestet

Ob das Herausfiltern des Klimagases aus dem Rauchgasstrom mittels Membranen günstiger wäre, lässt sich noch nicht sagen.

Diese Technik wird gerade erst im Labormaßstab getestet. Martin Bram vom Forschungszentrum Jülich stellte erste Ergebnisse eines deutsch-australischen Projektes vor, in dessen Rahmen unterschiedliche Filter im Rheinhafen-Dampfkraftwerk der EnBW erprobt wurden. Zwei Filtermedien probierten die Wissenschaftler aus: eine Polymermembran und ein keramisches Substrat, das auf einem Metallträger aufgebracht war. Die Versuche wurden nach der Rauchgaswäsche am kalten Ende des Rauchgasstromes durchgeführt.

Nach den ersten Tests (die Proben blieben etwa 1100 Stunden im Rauchgasstrom) funktionieren die Polymermembranen besser als die keramischen Filter.

Ein Unterdruck auf der dem Rauchgas abgewandten Seite sorgt dafür, dass das CO2 durch die Membran tritt. Tatsächlich stieg auf dieser Permeat-Seite die Kohlendioxid-Konzentration von 11,6 Prozent im Rauchgas auf 50 Prozent an, berichtete Bram. Allerdings wird gleichzeitig sehr viel Wasser durch die Membran gefördert, das entfernt werden muss.

Weniger problematisch scheint nach den ersten Versuchen die Ablagerung von Aschepartikeln auf dem Filter zu sein. Sie verminderten zwar den CO2-Durchfluss innerhalb von 400 Stunden von 12 ml/min auf nur noch 1 ml/min, doch danach blieb der Wert konstant und verschlechterte sich nicht weiter.

Die Abscheidung des Klimagases im Kraftwerk ist jedoch nur ein Teil der Prozesskette. Das CO2 muss danach transportiert und im Untergrund gelagert werden. Wie dies funktionieren kann, untersucht derzeit das GeoForschungsZentrum Potsdam im Rahmen des EU-Projektes CO2Sink. Dabei wird in Ketzin nahe Berlin ein ehemaliger Gasspeicher genutzt, um CO2 einzulagern und dessen Verbreitung im Untergrund zu messen, erläuterte auf der Münchner Tagung Hilke Würdemann, Projekt-Koordinatorin in Ketzin.

Speichervolumen vermutlich überschätzt

Seit Juni 2008 haben die Forscher dort 12 000 t CO2 eingelagert, insgesamt 60 000 t sollen es während der nächsten Jahre werden.

Das Gas wird in einer Salzwasser führenden Gesteinsschicht (Aquifer) unterhalb der ehemaligen Erdgas-Lagerstätte in über 700 m Tiefe gespeichert. Schwerpunkt der Untersuchungen ist jetzt, mit unterschiedlichen Messmethoden seine Ausbreitung zu verfolgen und geeignete Verfahren zu entwickeln, die eine möglichst genaue Vorhersage über das Verhalten des Gases im Untergrund und über die Dichtigkeit des Speichers erlauben.

Bislang decken sich die Berechnungen und die Beobachtungen recht gut, erläuterte Würdemann, wenngleich das Gas sich etwas langsamer ausbreitet als zunächst erwartet. Die Messungen sollen auch helfen, die Speicherkapazitäten in geologischen Formationen in Deutschland insgesamt abzuschätzen. Möglicherweise gebe es deutlich weniger Speichervolumen, als heute kalkuliert, meinte die Wissenschaftlerin.

Auf die Unsicherheit bei der Abschätzung der Speicherkapazitäten verwies auch Martin Faulstich, Professor an der TU München und Vorsitzender des Sachverständigenrates für Umweltfragen, der die Bundesregierung insbesondere auch bei Fragen zur CO2-Abtrennung und -Speicherung berät. Die größte Speicherkapazität in Deutschland haben nach jetzigem Kenntnisstand die Aquifer-Speicher; etwa 70 Jahre lang könnten sie das Kohlendioxid aus großen Kohlekraftwerken aufnehmen. Die Gasfelder in Deutschland reichen hingegen nur für rund 10 Jahre Speicherbetrieb, allerdings schätzt man ihre europaweite Reichweite laut Faulstich gut 100 Jahre (jeweils nur bei der Nutzung durch große Kohlekraftwerke).

Aus den Zahlen wird deutlich: Die Speicherung von CO2 ist auch nur eine vorübergehende Episode. Die Lagerkapazitäten reduzieren sich außerdem, wenn der Untergrund etwa noch geothermisch genutzt werden soll. Der Sachverständigenrat, der Ende April für die Bundesregierung eine Stellungnahme zum CO2-Gesetz abgeben will, plädiert deswegen dafür, schon im Gesetz eine mögliche Konkurrenz bei der Nutzung des Untergrundes bundesweit einheitlich zu regeln. Eine strategische Planung für die Nutzung der möglichen Speicher, etwa durch ein bundesweites Register, sei unbedingt nötig, betonte Faulstich in München.

So unsicher auch die Rahmenbedingungen für die Abscheidung und Speicherung des Klimagases gegenwärtig noch sind, klar scheint schon jetzt zu sein, dass der technische und finanzielle Aufwand dafür sehr groß wird. Zwischen 20 und 30 Prozent der Energie der Kohle wird nach den Schätzungen der Teilnehmer der Münchner Konferenz für die Abscheidung, den Transport und die Speicherung des CO2 benötigt. Den Löwenanteil der zusätzlichen Kosten wird mit rund 80 Prozent die CO2-Abscheidung verursachen, die restlichen 20 Prozent werden für Transport und Speicherung benötigt, schätzte Faulstich.

Insgesamt könnte die CO2-Abscheidung zu einer Verdoppelung des Strompreises führen.

Die aktuellen Pilotanlagen

In zahlreichen Pilotanlagen weltweit wird derzeit die Abtrennung von CO2 aus dem Rauchgas (Post Combustion Capture, PCC) weiterentwickelt.

E.on ist an sieben Projekten beteiligt, das erste startete 2008 im niederländischen Kraftwerk Maasvlakte, weitere werden in den deutschen Kraftwerken Datteln und Staudinger (hier u.a. mit Siemens) noch in diesem Jahr begonnen. Das letzte Pilotprojekt soll Mitte 2010 starten, das Kraftwerk dafür steht noch nicht fest.

RWE entwickelt u.a. zusammen mit BASF und Linde eine CO2-Wäsche im Braunkohle-Kraftwerk Niederaußem. Erste Tests sollen im Juli 2009 starten.

Die Membran-Technik wird in der EnBW-Anlage Rheinhafen-Dampfkraftwerk in Karlsruhe erprobt.

Autor: Armin Müller