Häufige Fragen zu Carbon Capture and Storage (CCS)

Sinnhaftigkeit von CCS bei KVAs

Gibt es keine kostengünstigeren Wege, um CO2 zu vermeiden bzw. zu kompensieren, z. B. Sanierungen von Gebäuden, Elektromobiliät oder Aufforstung?


In der Tat ist CO2 Speicherung eine eher teure Technologie – und wir sollten auf jeden Fall alle anderen Möglichkeiten ebenfalls nutzen, um CO2 -Emissionen zu vermeiden oder zu kompensieren. Um allerdings die Klimaziele zu erreichen wird laut IPCC in praktisch allen Szenarien sogar ein Teil des CO2 am Ende wieder aus der Luft gefiltert werden müssen (zum Beispiel durch Direct Air Capture) [1] – und dann ebenfalls in geologischen Formationen gespeichert werden. Gegenüber dieser Lösung ist es sowohl ökologisch wie ökonomisch sinnvoll, das CO2 nicht erst in die Atmosphäre entweichen zu lassen, sondern bei den grossen Punkquellen sofort abzufangen. Das liegt an der höheren Effizienz: die Abscheidung aus einer KVA ist ca. 2-3 mal energieeffizienter als aus der Luft.

[1][1] IPCC (8. Oktober 2018), Pressemitteilung zum Special Report on Global Warming of 1.5 °C. Vollständiger Bericht.




Sollten wir nicht eher daran arbeiten, die Mengen zu reduzieren, die in KVAs verbrannt werden, und mehr Plastik recyceln?


Dies sollte auf jeden Fall Teil der Lösung sein und hat das Potenzial Abfallmengen stabil zu halten oder sogar geringfügig zu reduzieren. Eine Prognos Studie aus dem Jahr 2017 («Siedlungsabfallaufkommen Schweiz 2050») hat dazu verschiedene Szenarien dargestellt. In einem «Weiter wie bisher» Szenarien würden die zu verbrennenden Mengen um 36% ansteigen, getrieben durch Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum – und selbst eine sehr ambitionierte Kreislaufwirtschaftsstrategie würde die Mengen nur um 10% senken.

Weiter ist zu vermerken, dass Plastik nicht beliebig viel Recycling-Zyklen durchlaufen kann. Recycling kann die Nutzungsdauer von Plastik erheblich erhöhen, aber am Schluss muss Plastik doch verbrannt werden. Ausserdem gibt die Industrie keinerlei Anzeichen, die produzierte Plastikmenge reduzieren zu wollen. Im Gegenteil: Die Produktion von Plastik wird noch kräftig ansteigen [1].

[1] The Future of Petrochemicals: Towards more sustainable plastics and fertilisers, Methodological annex, Figure A.1 S. 7, OECD/IEA 2018




Könnte man nicht CO2 als Rohstoff einsetzen, zum Beispiel für die Synthese von Methan (Power-to-Gas)?


Dies ist möglich und wird auch in verschiedenen Pilotanlagen erprobt. Allerdings gibt es dabei drei fundamentale Einschränkungen:

  1. Um die chemische Reaktion CO2 + 4 H2 --> CH4 + 2 H2O durchführen zu können, muss zuerst Wasserstoff (H2) produziert werden. Die Produktion von Wasserstoff durch Elektrolyse ist sehr energieintensiv. Um eine Millionen Tonnen CO2 in Methan (CH4) zu konvertieren, braucht es über 180’000 Tonnen H2 bzw. 9 TWh Elektrizität für die Elektrolyse [1]. Das entspricht 16% des aktuellen Stromverbrauchs der Schweiz [2]. Damit Power-to-Gas klimapolitisch vertretbar ist, müsste diese Elektrizität aus erneuerbaren Quellen kommen.

  2. Wenn Wasserstoff produziert wird, ist es naheliegend, diesen wo möglich auch direkt als Wasserstoff zu nutzen, zum Beispiel in einer Brennstoffzelle. Eine Brennstoffzelle produziert Strom, indem Wasserstoff zusammen mit Sauerstoff aus der Luft zu Wasser umgewandelt wird.

  3. Bei der Verbrennung des Methans, das durch Power-to-Gas produziert wurde, entweicht wieder CO2. Power-to-Gas ist in dem Sinne keine CO2-Senke, sondern nur eine kurzzeitige Speicherung.

[1] Die Elektrolyse in industriellen Massstab verbraucht ca. 50 kWh Strom pro kg H2.

[2] Der Stromverbrauch der Schweiz lag 2017 bei 57.6 TWh (BFE 2019).




Macht die CO2 Speicherung aus einer Lebenszyklusperspektive überhaupt Sinn, wenn wir dazu neue Infrastruktur wie Pipelines bauen müssen?


Wissenschaftler des Paul Scherrer Institut haben eine vollständige Lebenszyklusanalyse CCS bei der Zementproduktion durchgeführt. Die Studie ergab CO2 Reduktionen von bis zu 78% (200 km Pipeline Transport und 1000 m Tiefe der Lagerung) [1]. Mit biogenen Stoffen, z.B. Holz, können «negative Emissionen» gezeigt werden.

[1] Volkart, K., Bauer, C., & Boulet, C. (2013). Life cycle assessment of carbon capture and storage in power generation and industry in Europe. International Journal of Greenhouse Gas Control, 16, 91–106. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2013.03.003




Könnten wir nicht die verbrannte Menge reduzieren, in dem wir mehr biologische Abfälle aussortieren und in Biogasanlagen zu Methan verarbeiten?


Biogene Abfälle sollten aussortiert werden, vor allem weil sie die Lagerfähigkeit von Siedlungsabfällen stark beeinträchtigen, und weil wertvolle Nährstoffe und Strukturmaterial für unsere Böden in der Verbrennung verloren gehen. Aber eine weitere Steigerung der Aussortierung von biogenen Abfällen ist heute kaum noch möglich. Einschränkend ist dabei vor allem die Zunahme von Fremdstoffen (Plastik), die mit jeder Steigerung der separat erfassten Menge einhergeht.




Wie hoch sind die CO2-Emissionen, die durch den Transport entstehen?


Für den Transport von CO2 aus einer Schweizer KVA zur geologischen Tiefenspeicherung vor der norwegischen Küste wurde vom Sustainability in Business Lab eine vorläufige Analyse der transportbedingten Emissionen durchgeführt. Dabei wird das CO2 per Zug bis nach Rotterdam transportiert und anschliessend mit dem Schiff bis zum Speicherort gebracht. Dieser Transportweg verursacht CO2-Emissionen von knapp 6% der CO2-Menge, die gespeichert wird. Hierbei sind Infrastruktur und die Container zum Transport so ausgelegt, dass kein transportiertes CO2 in die Atmosphäre entweichen kann.





Machbarkeit

Gibt es realistische Möglichkeiten für die dauerhafte Lagerung von CO2?


Ja, die aktuell in Europa am weitesten fortgeschrittenen Optionen liegen in der Nordsee, wo leere Erdgaslagerstätten als Speicher genutzt werden können. In Norwegen arbeitet das Industriekonsortium «Northern Lights» aus Equinor (ehemals Statoil), Shell und Total an einer ersten Anlage, in der CO2 aus einer Osloer KVA und einer Zementfabrik gespeichert werden sollen.

Im Weiteren plant Norwegen, diese Lagerstätten für europäische Emittenten ab ca. 2024 zu öffnen. Das Norwegische Parlament wird im Jahr 2020/21 eine Investitionsentscheidung für das Projekt treffen, so dass ab ca. 2023/2024 Kapazitäten von ca. 5 Mio. Tonnen zur Verfügung gestellt werden könnten. Die Zeitleiste für grössere Kapazitäten hängt dann vom Interesse anderer Länder und der Industrie ab.

In den Niederlanden gibt es ähnliche Bemühungen. Beispielsweise wird im Rahmen des Porthos Projekts im Jahr 2020 eine Investitionsentscheidung für Bereitstellung einer Kapazität von 2-5 Mio. Tonnen pro Jahr in ehemaligen Gaslagerstätten unter der Nordsee erwartet.




Gibt es genügend grosse Speicher?


Ja. Eine Abschätzung für Norwegen hat verfügbare geologische Speicherkapazitäten von 70 Gigatonnen CO2 ergeben, das entspricht ca. 20 Jahren der EU28 Emissionen auf heutigem Stand.




Ist die Technologie erprobt?


Weltweit gibt es >20 grosstechnische Anlagen (existierend oder geplant) mit einer Gesamtkapazität von mehr als 400'000 Tonnen CO2 [1].

[1] Global CCS Institue (2020), Karte der weltweiten CCS Anlagen.




Gibt es Möglichkeiten zur CO2 Speicherung in der Schweiz?


Geologische Tiefenspeicherung von CO2 wird in der Schweiz wahrscheinlich innerhalb der nächsten 10-20 Jahre nicht zur Verfügung stehen, da eine systematische Untersuchung des Untergrundes noch aussteht und potentielle Lagerstätten in einem Langzeittest untersucht werden müssten [1].

Langfristig gibt es allerdings Potenzial: Auch die Schweiz hat tiefe, Salzwasser führende Grundwasserleiter ("deep saline aquifers") in der geeigneten Tiefe von 800-2500 m und kombiniert mit undurchlässigen Felsschichten. Allerdings fehlen aktuell noch Schlüsselinformationen, um die vielversprechendsten Stellen auswählen zu können, wie die genaue Lage geeigneter Formationen.

Aktuell wird in der Schweiz mit Hilfe öffentlicher Gelder die Charakterisierung der Geologie für geothermische Energiegewinnung gefördert. Eventuell wäre es sinnvoll, diese Forschung mit einer Prüfung für Eignung für CO2 Speicherung zu verbinden.

[1] Basierend auf aktuellen Schätzungen kann die theoretische (nicht nachgewiesene) Speicherkapazität in tiefen, porösen geologischen Formationen in der Schweiz bis zu 2,6 Gigatonnen CO2 betragen. Das entspricht der Speicherung von ca. 70 Jahren der aktuellen Schweizer CO2-Emissionen.





Kosten

Wieviel kostet die Abscheidung einer Tonne CO2 aus dem Rauchgas einer KVA?


Die Kosten hängen stark vom Preis der verwendeten Energie ab. Ohne thermische Energie liegt die untere Grenze bei ca. 20 CHF pro Tonne CO2. Falls Aufreinigung und Verflüssigung benötigt werden, steigen die Kosten auf ca. 56 CHF pro Tonne CO2. Dazu kommen Opportunitätskosten für thermische Energie, die sonst z.B. zur Stromerzeugung verwendet werden könnte, von ca. 46 CHF pro abgeschiedener Tonne CO2 [1] bzw. 75 CHF, falls energieintensive Aufreinigung und Verflüssigung benötigt werden [2]. Die totalen Kosten liegen also zwischen 68 CHF und 131 CHF pro Tonne CO2 liegen. Genau bestimmt werden können diese Zahlen dann, wenn für eine konkrete Anlage geplant wird. Die genannten Kosten sind für eine Abscheidung von ca. 90% des ausgestossenen CO2. Die Internationale Energieagentur (IEA) hat gezeigt, dass die Abscheidungsquote auf 99% erhöht werden könnte, mit Mehrkosten von ~8% pro Tonne CO2 [3]. [1] Thermische Energie von 0.8 MWh pro tCO2, 66% elektrischer Wirkungsgrad, Strompreis von 8,7 Rp/kWh.

[2] Thermische Energie von 1.3 MWh pro tCO2, 66% elektrischer Wirkungsgrad, Strompreis von 8,7 Rp/kWh. [3] IEAGHG (März 2019), Towards zero emissions CCS in power plants using higher capture rates or biomass, https://ieaghg.org/publications/technical-reports/reports-list/9-technical-reports/951-2019-02-towards-zero-emissions




Wieviel kostet die dauerhafte Lagerung einer Tonne CO2?


Für die gesamte Prozesskette bestehend Transport und geologischer Speicherung in Norwegen liegen aktuelle grobe Kostenschätzungen bei ca. 340 CHF pro Tonne CO2 [1]. Dieser sehr hohe Preis gilt allerdings für Pilotanlagen: es wird erwartet, dass sich die Kosten über die nächsten 10 Jahre bereits auf ca. 110 CHF pro Tonne CO2 reduzieren [2]. Dies würde einem Gesamtbetrag von 400 Mio. CHF in jährlichen Kosten für die Schweizer KVA entsprechen. In dieser Kostenschätzung wurden keine Einnahmen aus CO2 Zertifikaten berücksichtigt, die allerdings in der Zukunft eine Rolle spielen könnten. Eine genauere Kostenschätzung wird aktuell erarbeitet und bis spätestens Ende 2020 vorliegen.

[1] Unter der Annahme, dass das CO2 aus der Schweiz per Zug und Schiff nach Norwegen transportiert wird.

[2] Unter der Annahme, dass eine Pipeline für den Transport grosser Mengen CO2 nach Norwegen gebaut wird.





Funktionsweise der CO2-Speicherung

Wurde die Sicherheit der geologischen CO2-Speicherung schon getestet?


Die Speicherung von CO2 in geologischen Formationen wird seit mehreren Jahrzehnten weltweit getestet, zum Teil in der Ausbeutung von Öl und Gas, zum Teil spezifisch im Zusammenhang mit Carbon Capture und Storage. Daraus wurden regulatorische Rahmen und Industriestandards entwickelt, um diese sicher zu gestalten, zum Beispiel die EU Direktive zur geologischen Speicherung von CO2 (so-called „CCS-Directive“) oder ISO/TC 265 - Carbon dioxide capture, transportation, and geological storage.

In Europa hat zum Beipiel Equinor (früher Statoil) seit 1996 einen Langzeit Test über 20 Jahre im sogenannten Sleipner Projekt durchgeführt, in dem 15.5 Mt CO2 (0.9 Mt pro Jahr) in «deep saline aquifers» 800- 1000 m unter dem Meeresboden injiziert wurden, und keine entweichendes CO2 gefunden werden konnte.

In einer Studie aus dem Jahr 2018 wurden sechs grosse CCS Projekte* sowie weitere kleinere Projekte auf die Sicherheit der CO2-Speicherung untersucht. In keiner der Anlagen wurde bisher ein messbares Entweichen von CO2 festgestellt. Weitere Forschung zu Risikobetrachtungen und Langzeitspeicherung ist natürlich nötig.

*Sleipner und Snøhvit, Norwegen; Aquistore und Quest, Kanada; In Salah, Algeria; Illinois Industrial Carbon Capture and Storage, USA.

[1] Alcalde, Juan et al. “Estimating geological CO2 storage security to deliver on climate mitigation.” Nature communications vol. 9,1 2201. 12 Jun. 2018, DOI: 10.1038/s41467-018-04423-1




In welcher Form wird das CO2 eingespeichert?


Das CO2 wird unter Druck in das Speichergestein eingebracht. Dabei muss der Injektionsdruck höher sein als der Druck im Reservoir, um das Wasser im Speichergestein zu verdrängen. Gleichzeitig wird sichergestellt, dass der Injektionsdruck deutlich unter der Bruchgrenze von Speicher- und Barrieregestein liegt. Dafür werden geomechanische Analysen und Modelle genutzt.

Beim Sleipner-Projekt, das seit 1996 jährlich eine Millionen Tonnen CO2 in einer Tiefe von 800 Metern unter dem Boden der Nordsee einspeichert, beträgt der Injektionsdruck beispielsweise 60 bar. Das Northern Lights-Projekt wird CO2 in der Johansen-Formation einspeichern, die sich in etwa 2000 bis 3000 Metern Tiefe befindet. Der Druck in diesem Reservoir ist dementsprechend höher und beträgt 200 bis 300 bar.

Die Abbildung unten zeigt den Zusammenhang zwischen Tiefe unter der Erdoberfläche und der Dichte des CO2. Die Gesteinsschichten im Untergrund sind mit Wasser gesättigt, also beträgt der Druckanstieg pro km Tiefe etwa 100 bar. Gleichzeitig steigt die Temperatur, je nach geographischer Region, um 25 bis 40 °C pro km Tiefe (geothermischer Gradient).

Mit steigender Tiefe wird das gasförmige CO2 immer weiter komprimiert, bis es in etwa 800 Metern Tiefe in die sogenannte «überkritische Phase» übergeht. Dies ist neben «gasförmig», «fest» und «flüssig» ein weiterer Aggregatszustand, in dem sich Gas und Flüssigkeit nicht mehr unterscheiden: das überkritische CO2 hat eine ähnlich hohe Dichte wie flüssiges CO2, hat aber dieselbe Viskosität wie ein Gas. Viskosität ist ein Mass für die Zähflüssigkeit: ein Gas ist dünnflüssig und hat dementsprechend eine niedrigere Visoksität als eine Flüssigkeit. Die hohe Dichte des überkritischen CO2 führt dazu, dass ein Volumen von 1000 m3 CO2 an der Erdoberfläche in 2 km Tiefe nur noch einen Platz von 2.7 m3 einnimmt. Dementsprechend ist die überkritische Phase optimal zur Speicherung des CO2.

Bei Einbringung des CO2 in den Untergrund wird es in etwa 800 Metern Tiefe zu einem überkritischen Fluid. Dadurch sinkt das Volumen des eingespeicherten CO2 auf einen Bruchteil des Volumens an der Oberfläche (Quelle: [1]).

In dem folgenden Video wird anschaulich erklärt, wie sich die Dichte des CO2 beim Übergang in die überkritische Phase verändert:

[1] CO2GeoNet (2009), Geologische CO2-Speicherung - was ist das eigentlich?, http://www.co2geonet.com/resources/#1392.




Wie ist ein CO2-Speicher aufgebaut?


Der geologische Speicher für CO2 besteht aus drei Schichten:

  1. Undurchlässige Deckschicht bzw. Barrieregestein
  2. Durchlässige Speicherschicht
  3. Undurchlässige Basisschicht

Das Speichergestein ist ein tiefer Grundwasserleiter, der Salzwasser führt. In Anlehnung an den englischen Begriff wird dieser auch als saliner Aquifer bezeichnet. Dieser befindet sich in einer Tiefe von mindestens 800 Metern, also weit unterhalb des Grundwasserspiegels, der zur Trinkwassergewinnung genutzt wird (siehe Abbildung unten). Das Speichergestein besteht meist aus Sand- oder Kalkstein, da dieser viele Poren besitzt und durchlässig für CO2 ist. Dagegen besteht das Barrieregestein aus Ton- oder Salzgestein, das undurchlässig für CO2 und Wasser ist.

Die unten stehenden Abbildungen veranschaulicht den Aufbau des geologischen Speichers und die Mechanismen zur CO2-Speicherung im Speichergestein.

Aufbau des Untergrundgesteins. Der saline Aquifer, in dem das CO2 gespeichert wird, befindet sich hunderte Meter unterhalb der Grundwasserleiter, die für Trinkwasser genutzt werden. Der Eiffelturm (330 Meter hoch) ist als Größenreferenz eingezeichnet.

Das Barrieregestein (oben) ist für Wasser und CO2 undurchlässig, das Speichergestein (unten) dagegen durchlässig.




Was passiert mit dem CO2 im Speicher während des Speicherprozesses und über die Zeit?


Das CO2 wird im unteren Bereich des Speichergesteins injiziert. Während und nach der Injektion in das Speichergestein finden vier verschiedene Prozesse statt, welche die zuverlässige Speicherung («Rückhalt») des CO2 sicherstellen:

1. Ansammlung unter dem Barrieregestein (struktureller Rückhalt)

Das injizierte CO2 verdrängt das Salzwasser, das sich in den Poren des Speichergesteins befindet. Weil das CO2 eine geringere Dichte als Wasser besitzt, steigt es nach oben, bis es auf das Barrieregestein trifft. Da die Deckschicht undurchlässig für CO2 ist, sammelt es sich darunter. Dieser Prozess findet auf der Skala von Jahren statt.

2. Bindung in kleinen Poren (kapillarer Rückhalt)

Sind die Gesteinsporen ausreichend klein, so wird ein Teil des aufsteigenden CO2 durch Kapillarkräfte festgehalten. Dieser Prozess findet auf er Skala von Jahrzehnten statt.

3. Lösung im Salzwasser des Speichergesteins (Lösungsrückhalt)

Über einen Zeitraum von hunderten von Jahren löst sich ein Teil des injizierten CO2 im Salzwasser des Speichergesteins. Dieses erhöht die Dichte des Salzwassers, so dass es langsam nach unten sinkt. Im Sleipner-Projekt schätzt man, dass sich 10 Jahre nach der Injektion etwa 15% des eingebrachten CO2 aufgelöst haben.

4. Mineralausfällung (Mineralischer Rückhalt)

Langfristig, typischerweise auf einer Skala von etwa tausend Jahren, werden Teil des CO2 durch chemische Reaktionen in Minerale umgewandelt, die Carbonate heißen. Durch diesen Prozess der Mineralisierung wird das CO2 dauerhaft als feste Ablagerung im Speichergestein gebunden. In bestimmten Lagerstätten, wie zum Beispiel im Basaltgestein auf Island kann dieser Prozess aber auch viel schneller – über 1-2 Jahre – ablaufen.

Die relative Bedeutung der vier Rückhaltemechanismen ist abhängig vom Standort der CO2-Speicherung. Auf dieser Website finden sich einige Videos (auf Englisch) zum besseren Verständnis der Rückhaltemechanismen: https://www.ccsbrowser.com/. Die nächste Frage thematisiert, wie und mit welcher Geschwindigkeit sich das injizierte CO2 im Speichergestein verteilt.




Wie und mit welcher Geschwindigkeit verteilt das injizierte CO2 im Speichergestein?


Im Rahmen eines Projekts an der ETH Zürich ist dieses Video entstanden, das die Prozesse nach Injektion des CO2 veranschaulicht:

  1. Das CO2 wird im unteren Bereich des salinen Aquifers injiziert. Dieser ist im Video blau dargestellt, Deck- und Basisschicht sind schwarz.
  2. Das CO2 steigt innerhalb des Speichergesteins nach oben, da es eine geringe Dichte als das Salzwasser im Gestein besitzt. Nach etwa 40 Jahren erreicht es die undurchlässige Deckschicht. In der Simulation wird die CO2-Injektion nach 50 Jahren beendet.
  3. Nach etwa 100 Jahren ist der Großteil des CO2 bis zur Deckschicht diffundiert. Aufgrund des strukturellen Rückhalts durch die Deckschicht breitet es sich nach links und rechts weiter aus. Das CO2 diffundiert zunehmend langsamer durch das Gestein und wird über hunderte von Jahren mehr und mehr zu festen Mineralen umgewandelt. So ist es sicher gespeichert.




Wie sicher ist die geologische CO2-Speicherung? Besteht die Gefahr von Lecks?


Das CO2 wird in den gleichen Gesteinsschichten gespeichert, die natürliche Vorkommen von Erdgas für Millionen von Jahren sicher eingeschlossen haben. Die Erforschung der Eigenschaften dieser natürlichen Speichersysteme und die sorgfältige Auswahl von CO2-Lagerstätten stellen sicher, dass die Gefahr von Lecks sehr gering ist. Tatsächlich gibt es insbesondere in vulkanisch aktiven Regionen sogar natürliche geologische Vorkommen von grossen Mengen CO2: das Bravo Dome-Feld in New Mexico (USA) enthält 1.6 Gigatonnen CO2, die dort seit etwa 1.3 Millionen Jahren lagern [1].

Untenstehend sind mögliche Mechanismen dargestellt, die Undichtigkeiten verursachen könnten und dadurch zu einem langsamen Entweichen des gespeicherten CO2 führen würden.

Mögliche Leckagewege für geologisch gespeichertes CO2 (Quelle: CO2CRC/ETH Zürich).

Um sicherzustellen, dass kein CO2 entweicht, wird bei der Auswahl der Lagerstätte untersucht, dass keine Leckagewege wie eine undichte Deckschicht oder geologische Verwerfungen existieren. Ebenso wird der CO2-Speicher während und nach der CO2-Injektion laufend überwacht. Dabei kommen drei verschiedene Techniken zum Einsatz:

  • Geophysikalische Methoden, zum Beispiel seismologische Untersuchungen. Damit kann man die Eigenschaften der Gesteinsschichten und geologische Verwerfungen abbilden, um die Eignung einer möglichen Lagerstätte zur CO2-Speicherung zu beurteilen. Während und nach der CO2-Injektion zeigen seismologische Untersuchungen, wo sich das CO2 befindet (siehe untenstehende Abbildungen zum Sleipner-Projekt).
  • Computermodelle des CO2-Speichers, welche die Ausbreitung des CO2 im Gestein modellieren. Diese Modelle dienen dazu, das Verhalten und die Bewegung des CO2 über hunderte von Jahren zu verstehen.
  • Kontinuierliche Messungen an der Oberfläche und den Bohrungen, um entweichendes CO2 direkt zu detektieren.

Sollte es wider Erwarten zu einem Leck kommen, so tritt das CO2 nicht plötzlich in grossen Mengen aus, sondern entweicht langsam. Darüber hinaus sind Methoden etabliert, um Lecks abzudichten, darunter die Injektion von Zement oder smarten Polymergelen. Ausserdem bleibt immer die Möglichkeit, dass CO2 über die Injektionsbohrungen wieder abzupumpen und in einer anderen Lagerstätte zu speichern.

Seismologische Untersuchungen des Sleipner-Projekts, bei dem seit 1996 jährlich eine Millionen Tonnen CO2 in einer Tiefe von 800 Metern in der Utsira-Formation unter dem Boden der Nordsee gespeichert wird (Quelle: Philipp Ringrose, NTNU).

Oben: Querschnitt durch die Gesteinsschichten. Vor der CO2-Injektion bilden die seismologischen Daten die verschiedenen Schichten der Utsira-Formation ab (1994). Im Jahr 2008 ist die Reflektionsamplitude dort höher, wo CO2 eingespeichert wurde. Das zeigt sich durch eine intensivere Farbgebung.

Unten: Draufsicht auf die Utsira-Formation. Die seismologischen Messungen zeigen, wie sich die CO2-Fahne nach der Injektion in der Ebene ausbreitet.

[1] K.J. Sathaye, M.A. Hesse, M. Cassidy, D.F. Stockli, Constraints on the magnitude and rate of CO2 dissolution at Bravo Dome natural gas field, Proc. Natl. Acad. Sci. U. S. A. 111 (2014) 15332–15337. https://doi.org/10.1073/pnas.1406076111





Technische Details

Wie hoch ist die CO2 Konzentration im Reingas einer KVA?


Die Konzentration liegt bei ca. 10%. Dies bedeutet auch, dass die Abscheidung erheblich effizienter ist, als später CO2 aus der Luft abzuscheiden, wo die Konzentration nur noch bei 0.04% liegt. Die Abscheidung aus einer KVA ist ca 2-3 mal energieeffizienter als aus der Luft.




Wie hoch ist der Energiebedarf für die Abscheidung einer Tonne CO2 aus dem Reingas einer KVA?


Die CO2-Abscheidung aus dem Rauchgas ist relativ energieintensiv: Pro Tonne CO2 wird 1 MWh thermische Energie und 0.1 MWh elektrische Energie benötigt. Für die Verflüssigung des abgeschiedenen CO2 vor dem Transport wird zusätzlich Elektrizität von 0.16 MWh pro Tonne CO2 benötigt. Allerdings ist zu erwarten, dass eine intelligente Integration der Anlage mit der Wärme- und Stromerzeugung der KVA emöglicht, einen grossen Teil des Energiebedarfs aus heute ungenutzter Energie zu decken (je nach Anlage).




Ist ein Pipeline, die einzige Möglichkeit, das CO2 zu transportieren?


Transport auf der Schiene oder Schiffen ist ebenfalls möglich, und für Pilotprojekte sinnvoll, bei denen geringe Mengen CO2 transportiert werdenn. Langfristig sind Pipelines für den Transport der erwarteten grossen Mengen CO2 jedoch voraussichtlich erheblich kostengünstiger. Dazu laufen gerade detaillierte Studien in internationalen Forschungsprojekten, an denen auch Forscher der ETH Zürich und des Paul Scherrer Institut beteiligt sind. Ein solches Projekt ist Elegancy.





Die am weitesten verbreitete Technologie ist die Abscheidung mit Aminen, bei denen CO2 zuerst gebunden, vom Rauchgas getrennt und dann wieder freigesetzt wird, um einen reinen CO2-Strom zu bilden. Das Amin ist daher wieder frei und die Reaktion kann wiederholt werden. Prof. Greeves von der Universität Liverpool hat die Reaktion modelliert und Sie können sie hier sehen





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