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Deutscher Bundestag Drucksache 16/989616. Wahlperiode 01. 07. 2008

Berichtdes Ausschusses für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung (18. Ausschuss) gemäß § 56a der Geschäftsordnung

Technikfolgenabschätzung (TA)

CO2-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken

Sachstandsbericht zum Monitoring „Nachhaltige Energieversorgung“

I n h a l t s v e r z e i c h n i s

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Vorwort des Ausschusses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

I. Einleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

II. Stand der Technik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

1. CO2-Abtrennung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.1 Post-Combustion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.2 Pre-Combustion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121.3 Oxyfuel-Verfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131.4 Innovative CO2-Abtrennungsverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2. Transport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

3. CO2-Lagerung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.1 Geologische Lagerung – Mechanismen und Optionen . . . . . . . . . . . 163.2 Weitere Lagerungsoptionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

III. Potenziale, Risiken, Kosten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

1. Potenziale für geologische CO2-Lagerung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191.1 Potenzialabschätzungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191.2 Restriktionen, Nutzungskonkurrenzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211.3 Forschungsbedarf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2. Risiken, Umweltauswirkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3. Kosten, Wettbewerbsfähigkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.1 CO2-Abscheidung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.2 CO2-Transport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.3 CO2-Lagerung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

Drucksache 16/9896 – 2 – Deutscher Bundestag – 16. Wahlperiode

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3.4 Kosten für Monitoring, Haftung, Sanierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.5 Gesamtkosten und Wettbewerbsfähigkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

IV. Integration von CCS in das Energiesystem . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

1. Erneuerungsbedarf bei Kraftwerken . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

2. Zeitrahmen für die Verfügbarkeit von CCS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3. Nachrüstung mit CO2-Abscheidetechnologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.1 Capture ready . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.2 Marktdiffusion von CCS-Technologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4. Internationale Perspektive . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

V. Öffentliche Meinung und Akzeptanz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

1. Positionen von Stakeholdern . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

2. Förderung der Akzeptanz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

VI. Rechtsfragen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

1. Aufgaben und Ziele eines Rechtsrahmens für CCS . . . . . . . . . . . . . . 44

2. Analyse des derzeitigen Rechtsrahmens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442.1 Abscheidung von CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452.2 Transport von CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 462.3 Einbringung und Ablagerung von CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 462.4 Verfahrensrechtliche Anforderungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482.5 Haftung für Schäden bei Abscheidung, Transport und Lagerung . . . 48

3. Was tun, damit CCS rechtlich zulässig ist? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493.1 Interimslösung zur Ermöglichung von Forschungs- und

Erprobungsvorhaben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493.2 Grundzüge eines langfristigen Regelungsrahmens für CCS . . . . . . . 51

4. Was tun, damit CCS ökonomisch attraktiv ist? . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.1 Klimarahmenkonvention und Kyoto-Protokoll . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.2 Anreizrahmen im Kontext Deutschlands und der EU . . . . . . . . . . . . 54

VII. Handlungsbedarf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

1. In Auftrag gegebene Gutachten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

2. Weitere Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Anhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

1. Tabellenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

2. Abbildungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

3. Abkürzungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

4. Glossar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

Deutscher Bundestag – 16. Wahlperiode – 3 – Drucksache 16/9896

Vorwort des AusschussesDie Energieversorgung in Deutschland beruht zu mehr als 80 Prozent auf fossilenEnergieträgern, bei deren Nutzung Kohlendioxid (CO2) freigesetzt wird. UnsereVolkswirtschaft muss heute diese wichtigen Energie- und Rohstoffträger importie-ren. Aber die Ressourcen an fossilen Rohstoffen sind endlich und stehen nur be-grenzt zur Verfügung. Hinzu kommt, dass der heutige Verbrauch fossiler Rohstoffelaut der jüngsten UN-Klimastudie maßgeblich für einen klimaschädlichen CO2-Aus-stoß verantwortlich ist. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, welchen Bei-trag die Abscheidung von CO2 aus dem Abgas von Kraftwerken und Industrieanla-gen und dessen Lagerung in tiefen geologischen Schichten zur Erreichung vonambitionierten Klimaschutzzielen leisten kann.

Daher hat der Ausschuss für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung desDeutschen Bundestages im Jahr 2006 beschlossen, das Büro für Technikfolgen-Ab-schätzung beim Deutschen Bundestag (TAB) mit der Bearbeitung des Themas „CO2-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken“ zu beauftragen. Ziel war es einerseits,den gegenwärtigen Wissensstand zu erheben und kritische Wissenslücken – z. B. be-züglich der Speichersicherheit, der Kosten, der Verfügbarkeit der Technik – zu iden-tifizieren. Zum anderen sollte der bestehende rechtliche Rahmen für die CO2-Ab-scheidung und -Lagerung im Hinblick auf mögliche Defizite und gesetzgeberischenHandlungsbedarf analysiert werden.

Der Bericht macht deutlich, dass sowohl bei der Technik zur Abscheidung des CO2,als auch bei dessen Transport zum Ort der Ablagerung sowie der Einbringung unddauerhaften Lagerung in tiefen Gesteinsschichten noch erheblicher Bedarf an For-schung und Entwicklung besteht, bevor das Verfahren reif zur großtechnischen An-wendung ist. In Fachkreisen besteht Einigkeit, dass hierfür noch mindestens 15 bis20 Jahre anzusetzen sind. Gleichzeitig müssen die derzeit noch bestehenden Wissen-slücken, v. a. bezüglich des Verhaltens von CO2 im Untergrund, geschlossen werden,bevor eine belastbare Einschätzung des möglichen Beitrags der CO2-Abscheidungund -Lagerung zum Klimaschutz getroffen werden kann. Für die dazu erforderlichenDemonstrationsvorhaben und Pilotprojekte fehlt augenblicklich eine Rechtsgrund-lage, sodass die Entwicklung eines geeigneten Regulierungsrahmens ins Auge zufassen ist. Dies gilt umso mehr für die mögliche spätere großtechnische Umsetzungder Technologie.

Der Deutsche Bundestag erhält mit diesem Bericht des TAB eine aktuelle und um-fassende Informationsgrundlage zur weiteren politischen Gestaltung der Rahmenbe-dingungen für eine nachhaltigere Energieversorgung.

Berlin, den 6. Mai 2008

Der Ausschuss für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung

Ulla Burchardt, MdBVorsitzende

Axel E. Fischer, MdBBerichterstatter

Swen Schulz, MdBBerichterstatter

Uwe Barth, MdBBerichterstatter

Dr. Petra Sitte, MdBBerichterstatterin

Hans-Josef Fell, MdBBerichterstatter


ZusammenfassungBei der Nutzung fossiler Energieträger wird unweigerlichKohlendioxid (CO2) erzeugt, das üblicherweise in die At-mosphäre entlassen und dort klimawirksam wird. EineMöglichkeit zum Klimaschutz ist, das CO2 aufzufangenund dauerhaft von der Atmosphäre zu isolieren. Dies istdas Prinzip der CO2-Abscheidung und -Lagerung (Car-bon Dioxide Capture and Storage, CCS). Dieses Verfah-ren eignet sich in erster Linie für große, stationäre CO2-Quellen, also z. B. stromerzeugende Kraftwerke bzw. be-stimmte Industrieprozesse (z. B. Herstellung von Ammo-niak oder Zement). CCS wird besonders im Zusammen-hang mit Kohlekraftwerken diskutiert, da diese, bezogenauf die Stromproduktion, am meisten CO2 emittieren.Aber auch für andere fossile Energieträger käme CCSprinzipiell infrage. Beim Einsatz von Biomasse wäre per-spektivisch sogar eine aktive Reduzierung des CO2-Ge-haltes der Atmosphäre denkbar. Der Zeithorizont bis zurgroßtechnischen Reife der CCS-Technologie beträgt nachEinschätzung von Experten etwa 15 bis 20 Jahre.

Für eine Gesamtbewertung, ob die CCS-Technologie mitdem Leitbild einer „Nachhaltigen Energieversorgung“vereinbar ist, steht allerdings die Frage der Treibhausgas-reduktion nicht allein im Mittelpunkt. Vielmehr sind hier-für weitere Kriterien heranzuziehen, vor allem derschonende Umgang mit erschöpflichen Ressourcen, dieökonomische Effizienz, sowie soziale Aspekte z. B. derUmgang mit Langzeitrisiken im Sinne der intergeneratio-nellen Gerechtigkeit und die gesellschaftliche Akzeptanz.

Stand der Technik – Forschungsbedarf

Die CCS-Technologiekette besteht aus drei Schritten: derAbtrennung des möglichst konzentrierten CO2 am Kraft-werk, seinem Transport zu einer geeigneten Lagerstelleund der eigentlichen (Ab-)Lagerung unter der Erdoberflä-che.

Abtrennung des CO2

Für die Abtrennung des CO2 gibt es drei Möglichkeiten:Es kann (1) nach der Verbrennung aus den Abgasen he-rausgefiltert werden, der Kohlenstoff kann (2) schon vordem eigentlichen Verbrennungsprozess aus dem Energie-träger entfernt werden, oder (3) die Verbrennung kann ineiner Sauerstoffatmosphäre durchgeführt werden, damitals Abgas (fast) nur CO2 entsteht. Diese drei Möglichkei-ten nennt man (1) Post-Combustion, (2) Pre-Combustionbzw. (3) Oxyfuel. Allen genannten Verfahren zur CO2-Abtrennung ist gemeinsam, dass sie einen erheblichenEnergieaufwand erfordern, der den Kraftwerkswirkungs-grad um bis zu 15 Prozentpunkte reduziert und einen zu-sätzlichen Brennstoffbedarf von bis zu 40 Prozent zurFolge hat. Jede dieser Methoden besitzt spezifische Vor-und Nachteile. Daher ist es gegenwärtig noch offen, wel-che davon die besten Zukunftsaussichten besitzt.

– Das Post-Combustion-Verfahren hat als typisches„End-of-Pipe“-Verfahren den Vorteil, dass es prinzi-piell auch in bestehende industrielle Prozesse undKraftwerke integriert werden kann. Diesem Vorteil der

Nachrüstbarkeit stehen jedoch relativ hohe Kosten undenergetische Verluste gegenüber. Die CO2-Abschei-dung mittels chemischer Absorption ist derzeit daseinzige kommerziell verfügbare Verfahren und wirdz. B. zur Erdgasaufbereitung genutzt. Für den Einsatzin (Groß-)Kraftwerken müsste es noch um einen Fak-tor 20 bis 50 größer skaliert werden. Weitere For-schungs- und Entwicklungsziele sind die Steigerungder Effizienz vor allem durch die Weiterentwicklungder eingesetzten Lösungsmittel, sowie die Prozessinte-gration und Optimierung für die Anwendung in Kraft-werken. Perspektivisch könnten innovative Verfahren(z. B. Membranverfahren) interessant werden, dadiese eine höhere Effizienz und geringere Kosten ver-sprechen. Diese befinden sich derzeit noch in einemfrühen Forschungsstadium.

– Das Pre-Combustion-Verfahren weist im Vergleichdazu einen geringeren Energiebedarf auf und bietetperspektivisch die Möglichkeit, Wasserstoff bzw. syn-thetische Kraftstoffe aus fossilen Brennstoffen relativCO2-arm zu erzeugen. Nachteilig ist allerdings diehohe Komplexität der Anlagen und ihrer Betriebsfüh-rung. Eine Schlüsselkomponente für den Pre-Combus-tion-Prozess sind hocheffiziente Wasserstoffturbinen.Diese befinden sich derzeit noch im Pilotstadium undmüssen vor ihrem kommerziellen Einsatz noch wesent-lich weiterentwickelt werden. Fortschritte bei der Mem-brantechnologie könnten einen Beitrag zu Effizienzstei-gerung und Wirtschaftlichkeit dieses Verfahrens leisten.Über die Entwicklung von Einzelkomponenten hinausbesteht eine wesentliche Herausforderung darin, dieProzesskette in ihrer ganzen Komplexität im realenKraftwerksmaßstab zu beherrschen und eine hohe Ver-fügbarkeit der gesamten Anlage zu garantieren.

– Das Oxyfuel-Verfahren besitzt den Vorteil, dass dasCO2 hier in relativ hoher Konzentration anfällt und derzu behandelnde Abgasstrom wesentlich kleiner ist alsbei den anderen Verfahren. Der Nachteil bei diesemVerfahren ist, dass die Herstellung des reinen Sauer-stoffs mit einem hohen Energieverbrauch und erhebli-chen Kosten verbunden ist. Luftzerlegungsanlagen zurHerstellung von Sauerstoff sind seit Längerem im in-dustriellen Einsatz. Der hohe Energieverbrauch beider Luftverflüssigung lässt jedoch die signifikanteWeiterentwicklung dieses Verfahrens oder alternati-ver Methoden der Sauerstoffherstellung (z. B. Mem-brantechnologien) notwendig erscheinen. Wie bei denanderen Verfahren zur CO2-Abtrennung ist die Prozess-integration der Einzelschritte in ein effizient funktio-nierendes Gesamtsystem eine wesentliche Aufgabe.

Post-Combustion, Pre-Combustion und Oxyfuel sindkurz- bis mittelfristig einsetzbare Verfahren zur CO2-Ab-trennung in Kraftwerken. Daneben werden auch alterna-tive Trennverfahren erforscht, die langfristig wesentlicheFortschritte v. a. bezüglich des Energiebedarfs und derKosten versprechen. Gemeinsam ist diesen innovativenVerfahren, dass sie sich derzeit im Stadium von Konzept-studien und Laborversuchen befinden. Mit ihrem Einsatzist daher voraussichtlich frühestens in 20 bis 30 Jahren zu


rechnen. Aussichtsreiche Kandidaten hierfür sind u. a. dieNutzung von Brennstoffzellen, der sog. ZECA-Prozesssowie „Chemical Looping Combustion“.

CO2-Transport

Für den Transport muss das CO2 nach der Abscheidungverdichtet werden. Der Energieverbrauch hierfür ent-spricht einem Verlust an Kraftwerkswirkungsgrad umetwa2 bis 4 Prozentpunkte. Für die in Kraftwerken anfal-lenden großen Mengen (in einem Kohlekraftwerk mit ei-ner elektrischen Leistung von 1 000 MW entstehen etwa5 Mio. t CO2/Jahr) kommen als Transportmittel vor allemSchiffe und Pipelines infrage. Der Transport von CO2 inPipelines unterscheidet sich im Grunde nicht wesentlichvom Pipelinetransport von Erdöl, Erdgas und flüssigenGefahrenstoffen, der weltweit sehr verbreitet ist. Dergrößte Unterschied bei CO2-Pipelines ist, dass die ver-wendeten Materialien eine hohe Korrosionsbeständigkeitaufweisen müssen. Der CO2-Transport per Schiff findetderzeit nur in kleinem Umfang statt, die Technik unter-scheidet sich nicht wesentlich vom konventionellenTransport von Flüssiggas (Liquefied Petroleum Gas,LPG). Der Transport per Schiff ist vor allem für großeEntfernungen (über 1 000 km) und für nicht allzu großeMengen geeignet.

Trotz der wichtigen Funktion als Bindeglied zwischenAbscheidung und Lagerung findet der Transport von CO2in der Forschung bisher wenig Beachtung und wird– wenn überhaupt – vor allem unter dem Kostenaspektdiskutiert. Wichtige zu untersuchende Fragestellungenwären z. B. die zeitliche und geografische Abstimmungdes Aufbaus einer Transportinfrastruktur, länder- bzw. re-gionsspezifische Voraussetzungen bzw. Barrieren hierfürsowie Akzeptanzfragen beim Transport durch dicht besie-delte Gebiete.

CO2-Lagerung

Für die langfristige geologische Lagerung von CO2 kom-men vor allem entleerte Öl- und Gasfelder sowie sog. sa-line Aquifere in Betracht:

– Öl- und Gasreservoire haben den Vorteil, dass ihredauerhafte Dichtigkeit über einen Zeitraum von Jahr-millionen nachgewiesen ist. Durch die Explorationund Ausbeutung der Lagerstätten sind die Zusammen-setzung der Gesteine und der strukturelle Aufbau derSpeicher- und Abdichtformationen sehr genau be-kannt. Das größte Problem für die Speichersicherheitsind alte aufgegebene Bohrlöcher, die in Öl- und Gas-feldern zum Teil in großer Anzahl vorliegen können.Das Auffinden und insbesondere das Abdichten allerBohrungen sind aufwendig und kostspielig. Die Injek-tion von CO2 kann ggf. dazu genutzt werden, die För-derung von Öl bzw. Gas aus nahezu entleerten Feldernzu verlängern (sog. „Enhanced Oil/Gas Recovery“,EOR, EGR).

– Saline Aquifere sind hochporöse mit stark salzhaltigerLösung (Sole) gesättigte Sedimentgesteine. Ihr Poren-

raum kann zur CO2-Aufnahme genutzt werden, dabeiwird ein Teil der Sole verdrängt. Für eine Tauglichkeitals CO2-Lagerstätte muss oberhalb des Aquifers einmöglichst CO2-dichtes Deckgestein liegen. Es mussmöglichst ausgeschlossen werden, dass das CO2 ent-lang von Klüften, Bruchzonen o. Ä. entweichen kannund dass die Sole in Kontakt mit oberflächennahemGrundwasser kommt.

Potenziale

CO2-Abscheidung und -Lagerung kann nur dann einennennenswerten Beitrag zum Klimaschutz leisten, wennausreichend geeignete Lagerungskapazitäten zur Verfü-gung stehen, um das abgeschiedene CO2 auch aufzuneh-men. Die derzeit vorliegenden Schätzungen der weltwei-ten Lagerungspotenziale weisen eine enorme Bandbreiteauf (von 100 bis 200 000 Mrd. t CO2). Für eine verlässli-che Einschätzung der möglichen Bedeutung von CCS fürden globalen Klimaschutz sind sie daher bei Weitem zuungenau.

In Deutschland befinden sich einige Erdgasfelder in derEndphase der Produktion und wären somit in den nächs-ten Jahren prinzipiell zur Speicherung von CO2 verfüg-bar. Die gesamte Lagerungskapazität in Aquiferen undentleerten Erdgaslagerstätten zusammen beträgt etwa das40- bis 130-Fache der jährlichen CO2-Emissionen desdeutschen Kraftwerkparks (ca. 350 Mio. t/Jahr).

Ob dieses Potenzial für die CO2-Lagerung wirtschaftlicherschließbar ist und tatsächlich genutzt werden kann,hängt von einer Reihe geologischer Details, ökonomi-scher, rechtlicher und politischer Rahmenbedingungensowie der gesellschaftlichen Akzeptanz ab. Darüber hi-naus können für CCS geeignete geologische Formationenauch für alternative Nutzungsformen interessant sein(z. B. Geothermie, saisonale Erdgasspeicher). Daher istzu erwarten, dass die für CCS faktisch nutzbare Kapazitätwesentlich geringer als das theoretische Potenzial ist.

Risiken, Umweltauswirkungen

Entlang der gesamten CCS-Prozesskette besteht die Mög-lichkeit, dass CO2 entweicht – mit negativen Auswirkun-gen sowohl für die lokale Umwelt als auch für das Klima.Generell wird das Risiko der technischen Anlagen (z. B.Abscheidungsanlagen, Kompressoren, Pipelines) alsklein bzw. mit den üblichen technischen Maßnahmen undKontrollen handhabbar eingeschätzt. Daher konzentriertsich die Risikodiskussion auf die geologischen Reser-voire.

Derzeit ist noch umstritten, wie lange das CO2 mindes-tens im Untergrund verbleiben muss, damit CCS einenpositiven Beitrag zur Minderung von Treibhausgasen inder Atmosphäre erbringen kann. Diskutiert werden meistZeiträume von 1 000 bis 10 000 Jahren.

Die wichtigsten Prozesse, die die Sicherheit und Dauer-haftigkeit der CO2-Lagerung beeinträchtigen könnten,sind nach heutigem Kenntnisstand:


– geochemische Prozesse, vor allem die Auflösung vonKarbonatgesteinen durch das saure CO2-Wasser-Ge-misch;

– druckinduzierte Prozesse, z. B. die Aufweitung beste-hender kleinerer Risse im Deckgestein durch denÜberdruck der CO2-Injektion;

– Leckage durch bestehende Bohrungen; relevant vor al-lem in Erdöl- bzw. Erdgaslagerstätten;

– Leckage über unentdeckte Migrationspfade im Deck-gestein (Klüfte etc.);

– die seitliche (laterale) Ausbreitung des Formations-wassers, welches vom eingepressten CO2 verdrängtwird.

Generelle Aussagen zur Sicherheit bestimmter Speicher-typen sind nur begrenzt sinnvoll und reichen zur konkre-ten Standortentscheidung einer Verpressung von CO2 beiWeitem nicht aus. Hierfür muss jedes infragekommendeReservoir individuell auf seine spezifischen Gegebenhei-ten hin untersucht werden. Für die Einschätzung von Ri-sikoprofilen geologischer Reservoire müssen daher drin-gend weitere Studien und Feldversuche durchgeführtwerden.

Die Langzeitsicherheit von geologischen CO2-Lagerstät-ten ist nicht allein eine Frage der geologischen Gegeben-heiten. Vielmehr muss durch geeignete Regulierung undkontinuierliche Überwachung (Monitoring) ein ausrei-chender Kenntnisstand gewährleistet sein, damit die Spei-cherrisiken minimiert werden können.

Kosten, Wettbewerbsfähigkeit

Die Kosten der CO2-Abscheidung und -Lagerung setzensich aus den Kosten der einzelnen Prozessschritte (Ab-scheidung, Transport und Lagerung) zusammen. Zusätz-lich muss der Wirkungsgradverlust der Kraftwerke undder damit einhergehende erhöhte Verbrauch an Primär-energieträgern berücksichtigt werden.

Der dominante Kostenfaktor sind die Aufwendungen fürdie CO2-Abscheidung. Verglichen mit einem Kraftwerkdesselben Typs aber ohne Abscheidung werden Mehrkos-ten zwischen 26 Euro/t und 37 Euro/t geschätzt (bezogenauf die Menge vermiedenes CO2). Für Kohlekraftwerkebedeutet dies annähernd eine Verdoppelung der Stromge-stehungskosten; für Erdgaskombikraftwerke eine Steige-rung um 50 Prozent. Aus den bislang vorliegenden Kos-tenanalysen lässt sich keine eindeutige Präferenz für einebestimmte Technik (z. B. Oxyfuel vs. Pre-Combustion)ableiten. Die CO2-Vermeidungskosten von CCS bei Koh-lekraftwerken liegen – unter der Annahme einer Markt-einführung um das Jahr 2020 – etwa zwischen 35 undknapp unter 50 Euro/t CO2, Erdgaskraftwerke liegendeutlich darüber.

Die CCS-Technologie wird nur dann auf dem Strommarkteingesetzt werden, wenn sie mit anderen Erzeugungs-optionen wettbewerbsfähig ist. Das setzt voraus, dass kli-maschonende Stromerzeugung ökonomisch belohnt wird.In anderen Worten: Der Preis für emittiertes CO2, wie er

z. B. auf dem europäischen Markt für CO2-Emissionszer-tifikate (EUA) gebildet wird, muss mindestens so hochsein, dass CCS-Kraftwerke mit fossilen Kraftwerkenohne CO2-Abscheidung konkurrenzfähig sind. Dies wäreim Lichte der oben genannten CO2-Vermeidungskostenbei einem Preis von etwa 30 bis 40 Euro/EUA der Fall.

Ein Vergleich der Stromgestehungskosten von CCS-Kraftwerken mit anderen CO2-armen, v. a. regenerativen,Erzeugungsoptionen zeigt, dass im Jahr 2020 die meistender betrachteten regenerativen Technologien ein ähnli-ches Kostenniveau erreicht haben könnten, wie es fürCCS-Kraftwerke ermittelt wurde (im Bereich von 0,05bis 0,07 Euro/kWh). Obschon solche langfristigen Pro-jektionen in Bezug auf ihre Prognosekraft nicht überinter-pretiert werden sollten, erscheint es unbestreitbar, dassCCS kein Alleinstellungsmerkmal besitzen wird, sondernsich im Konzert mit anderen Technologien zur CO2-ar-men Stromerzeugung behaupten muss.

Integration in das Energiesystem

In Deutschland besteht aufgrund der Altersstruktur derKraftwerke in den nächsten zwei bis drei Jahrzehnten einerheblicher Erneuerungsbedarf. Welchen Beitrag dieCCS-Technologie vor diesem Hintergrund zur CO2-Min-derung leisten kann, hängt entscheidend von der Beant-wortung folgender Fragen ab:

– Wann steht CCS tatsächlich zur Verfügung?

– Ist die Nachrüstung bestehender Kraftwerke mit CCS-Technologie machbar?

– Ist das Konzept tragfähig, bereits jetzt neu zu bauendeKraftwerke für die Nachrüstung vorzubereiten (sog.„capture ready“)?

Da ein wirksamer Klimaschutz nur global angegangenwerden kann, sollte CCS auch aus einer internationalenPerspektive bewertet werden.

Zeitrahmen für die Verfügbarkeit

In verschiedenen Papieren zur Forschungsstrategie undsog. „Roadmaps“ wird der Zeithorizont thematisiert, biszu dem die CCS-Technologie verfügbar sein könnte. Ge-meinsam ist den meisten dieser Veröffentlichungen dieNennung des Zieljahrs 2020 für die kommerzielle Verfüg-barkeit im KraftwerksmaßsTabelle Dies wird in Fachkrei-sen als sehr ambitioniert eingeschätzt. Ein Grund für die-sen knappen Zeitraum könnte die Erkenntnis sein, dassder Beitrag, den CCS zur CO2-Minderung leisten kann,immer kleiner wird, je später die Technologie voll verfüg-bar ist. Führt man sich die derzeit begonnenen bzw. ge-planten Pilot- und Demonstrationsprojekte vor Augen, soerscheint die Einhaltung des genannten Zeitrahmens nurunter günstigen ökonomischen und politischen Randbe-dingungen möglich.

Nachrüstbarkeit/„capture ready“

Prinzipiell können bestehende Kraftwerke mit Anlagenzur CO2-Abscheidung nachgerüstet werden. Die nachge-


schaltete Rauchgaswäsche (Post-Combustion) verursachthierbei den kleinsten technischen Aufwand und hat diegeringste Eingriffstiefe in den Kraftwerksprozess selbst.Ob Kraftwerke tatsächlich nachgerüstet werden, hängtnicht nur von der technologischen Machbarkeit, sondernentscheidend von der Wirtschaftlichkeit ab. Eine Nach-rüstung von Kraftwerken ist kostspielig und im Regelfallteurer als die Integration der CO2-Abscheidung in eineNeuanlage. Es ist anzunehmen, dass die Nachrüstung nurdann in größerem Umfang durchgeführt würde, wenn dieökonomischen Anreize zur CO2-Abscheidung hoch ge-nug sind oder aber z. B. eine Verpflichtung zur Nachrüs-tung eingeführt würde.

Die Idee, neu zu bauende Kraftwerke bereits heute soauszulegen, dass sie technisch unkompliziert und kosten-günstig mit CO2-Abscheidungsanlagen nachrüstbar sind,sobald die Technologie und die entsprechenden CO2-La-gerstätten zur Verfügung stehen, klingt auf den erstenBlick einleuchtend und attraktiv. Das „Capture-ready“-Konzept wird derzeit in Fachkreisen viel diskutiert, ins-besondere seit die EU-Kommission den Vorschlag in dieDebatte eingebracht hat, zukünftig nur noch fossil befeu-erte Kraftwerke zu genehmigen, die „capture ready“ sind.Allerdings sind die Möglichkeiten für den Einbau von„Capture-ready“-Komponenten in heute zu errichtendeKraftwerke äußerst begrenzt.

Ökonomisch tragfähig wären aus heutiger Sicht lediglichMaßnahmen, die nur geringe Kosten verursachen, z. B.das Vorhalten des Bauplatzes für die CO2-Abscheidungs-anlage und das Offenhalten eines einfachen Zugangs zuKomponenten, die im Zuge der Nachrüstung wahrschein-lich aufgerüstet oder ausgetauscht werden müssten. DesWeiteren kommt in Betracht, bei der Standortwahl fürKraftwerke darauf zu achten, dass sie nahe an einer mög-lichen Lagerstätte oder an existierender Infrastruktur fürden CO2-Transport liegen.

Für eine belastbare Einschätzung, ob das „Capture-ready“-Konzept tragfähig ist, besteht noch ein erheblicherBedarf an technisch-ökonomischen Analysen. Außerdemmüssen Kriterien entwickelt werden, die es z. B. Geneh-migungsbehörden ermöglichen, die „capture readiness“von Kraftwerken zu beurteilen.

Internationale/globale Perspektive

Die CCS-Technologie könnte besonders attraktiv für Län-der sein, die Klimaschutzmaßnahmen bislang skeptischgegenüberstanden (z. B. USA) und/oder ihre heimischefossile Primärenergiebasis (v. a. Kohle) weiter nutzenwollen (z. B. China, Indien).

Allein in China wurden in der Zeit von 1995 bis 2002etwa 100 000 MW fossiler Kraftwerksleistung (vorwiegendKohlekraftwerke) gebaut. Für die Zeit von 2002 bis 2010wird prognostiziert, dass nochmals etwa 170 000 MW hin-zukommen werden. Bei einer ungehemmten Fortsetzungdieses Trends wäre der Erfolg der internationalen Klima-schutzbemühungen absolut infrage gestellt.

Damit der Einsatz der CCS-Technologie in diesen und an-deren Schwellenländern attraktiv wird, müsste diese zu-

nächst erfolgreich weiterentwickelt und erprobt werden.Hierfür kommen in erster Linie die Industrieländer mit ih-rem technischen Know-how und ihren finanziellen Mög-lichkeiten in Betracht. Angesichts der Dynamik desKraftwerksausbaus müsste allerdings die Einführung vonCCS so schnell wie möglich erfolgen, da sich anderen-falls das Zeitfenster hierfür schließt und für viele Deka-den verschlossen bleiben könnte.

Öffentliche Wahrnehmung und Akzeptanz

Die öffentliche Wahrnehmung kann erhebliche und uner-wartete Auswirkungen auf geplante Technologie- und In-frastrukturprojekte haben. Auseinandersetzungen – bei-spielsweise um Kernenergie und Gentechnik – legendafür ein beredtes Zeugnis ab. Technologien wie CCS mitteilweise schwer einschätzbaren langfristigen Risiken fürSicherheit, Gesundheit und Umwelt sind besonders anfäl-lig dafür, öffentliche Beunruhigung und ggf. Widerstandauszulösen.

Die Sicherstellung eines hohen Maßes an öffentlicher Ak-zeptanz sollte daher von Beginn an ein hochrangiges Zielsein. Eine wichtige Voraussetzung für Akzeptanz ist dieSchaffung von Transparenz durch umfassende Informa-tion sowohl über die Ziele von CCS im Allgemeinen alsauch über konkrete Vorhaben und Projekte. Wie die Ver-gangenheit jedoch gezeigt hat, sind reine Informations-und Werbemaßnahmen zur Akzeptanzbeschaffung beiWeitem nicht ausreichend. Zur Vermeidung von Akzep-tanz- und Vertrauenskrisen sollte daher frühzeitig ein er-gebnisoffener Dialogprozess zwischen Industrie, Interes-sengruppen, Wissenschaft und Öffentlichkeit organisiertwerden.

Rechtsfragen

Für die Erprobung, Einführung und Verbreitung der CCS-Technologie muss ein geeigneter Regulierungsrahmengeschaffen werden, der gleichzeitig drei Zielsetzungenverfolgen sollte: erstens die Bedingungen für die Zuläs-sigkeit der verschiedenen Komponenten der CCS-Tech-nologie (Abscheidung, Transport, Lagerung) schaffen,zweitens Anreize dafür setzen, dass Investitionen in dieCCS-Technologie getätigt werden und drittens sicherstel-len, dass CCS nicht an mangelnder Akzeptanz allgemeinund vor allem an den Standorten von Ablagerungsanlagenscheitert.

Nach derzeitigem Recht gibt es weder ein Verfahren fürdie Standorterkundung von Ablagerungsstätten noch fürdie Ablagerung von CO2. Die Schaffung eines adäquatenRegulierungsrahmens bedeutet eine doppelte Herausfor-derung: Geht man einerseits davon aus, dass im Sinne desKlimaschutzes die zügige Einführung von CCS im indus-triellen Maßstab im öffentlichen Interesse liegt, so ist eserforderlich, kurzfristig erste CCS-Vorhaben zuzulassen,um Erfahrungen mit dieser Technologie zu sammeln.Diese Erfahrungen werden sowohl zur Weiterentwick-lung der Technik als auch für die politisch-rechtlicheSteuerung benötigt. Es gibt in Deutschland mehrere Un-ternehmen, die bereits konkrete Vorhaben mit diesem Ziel


planen, teilweise im fortgeschrittenen Stadium. Ohnekurzfristige Anpassung des derzeitigen Rechts sind diegeplanten Vorhaben jedoch unzulässig.

Andererseits ist eine Regelungskonzeption anzustreben,die alle relevanten Aspekte in den Blick nimmt: die ge-zielte Nutzung der nur begrenzt vorhandenen Ablage-rungskapazitäten, die Berücksichtigung konkurrierenderNutzungsansprüche, Haftungsfragen, die Schaffung vonTransparenz, die raumplanerischen Herausforderungen,die Integration in das Klimaschutzregime etc. Eine solcheRegelungskonzeption würde wesentlich zur Akzeptanzund Konfliktvermeidung beitragen. Dies erfordert jedochausreichend Zeit für Ausarbeitung, Diskussion, Herbei-führung der Entscheidung und Umsetzung.

Handlungsbedarf

Auf der Grundlage des gegenwärtigen Wissensstandesund unter der Voraussetzung, dass aus Gründen des Kli-maschutzes ein öffentliches Interesse an der Umsetzungder CCS-Technologie konstatiert werden kann, bestehtnach Einschätzung des TAB folgender prioritärer Hand-lungsbedarf:

Verbreitern der Wissensbasis – Schließen kritischer Wissenslücken

Die derzeitige Wissensbasis reicht für eine belastbareEinschätzung der technischen und ökonomischen Mach-barkeit von CCS und eine Bewertung, welchen BeitragCCS zum Erreichen der Klimaschutzziele leisten kann,bei Weitem nicht aus. Hierfür müssen zahlreiche kritischeWissenslücken geschlossen werden.

Was die Forschung und Entwicklung im Bereich der CO2-Abscheidung und von Technologien zur CO2-Konditio-nierung und zum Transport anbetrifft, ist als primärerAkteur die Industrie (Kraftwerks- und Anlagenbau,Energieversorger, Chemische Industrie) gefordert. DieHauptaufgabe für staatliche Akteure wäre es hier, ein ver-lässliches Umfeld zu erhalten bzw. zu schaffen, damit dieUnternehmen die gesellschaftlich gewünschte For-schungsinitiative auch voll entfalten können. Als Ak-tionsfeld für öffentliche Forschungsförderung kämen vorallem hochinnovative Verfahren mit großem potenziellenökologischen und gesamtwirtschaftlichen Nutzen sowieQuerschnittsfelder (z. B. Materialforschung) infrage.

Das größte Wissensdefizit und der umfangreichste For-schungsbedarf besteht derzeit im Bereich der geologi-schen CO2-Lagerung. Gleichzeitig sind in diesem Feldstaatliche Akteure besonders gefordert. Fragestellungen,die sich für öffentlich geförderte Forschungsprojekte be-sonders anböten, wären z. B. die Wechselwirkung voneingepresstem CO2 mit dem Gestein sowie die Bestim-mung der Speicherkapazität und Untersuchungen zurEignung für eine dauerhafte Lagerung von CO2 von geo-logischen Formationen. Dringender Forschungsbedarfbesteht im Bereich der möglichen Konkurrenz mit alter-nativen Nutzungen (Erdgasspeicher, Geothermie). Hierzugehört auch die Frage, wie Nutzungskonflikte gegebenen-falls aufzulösen wären (z. B. Vorrangregelungen).

Es ist dringend anzuraten, dass in die Durchführung vonPilotprojekten frühzeitig sozial- und umweltwissenschaft-liche Begleitforschung integriert wird, damit die Techno-logieentwicklung an den Kriterien einer nachhaltigenEntwicklung ausgerichtet werden kann und entschei-dungsrelevantes Wissen zu ökonomischen, ökologischenund sozialen Folgewirkungen der CCS-Technologie be-reitgestellt wird. Hierzu gehören die Analyse von Poten-zialen, Risiken und Kosten, ökobilanzielle Betrachtungensowie Fragen der Integration von CCS in das Energiesys-tem.

Anstoßen einer öffentlichen Debatte

Um zu verhindern, dass sich mangelnde Akzeptanz zu ei-nem Hemmschuh der weiteren Entwicklung und Nutzungder CCS-Technologie entwickelt, sollte rechtzeitig einebundesweite Kommunikations-, Informations- und Betei-ligungsstrategie entworfen und umgesetzt werden. DieserProzess sollte ergebnisoffen strukturiert sein und auslo-ten, ob und wie ein möglichst breiter gesellschaftlicherKonsens erreichbar sein könnte. Dies ist eine anspruchs-volle Aufgabe, mit der begonnen werden sollte, bevorerste konkrete Standortentscheidungen zu treffen sind.Als möglicher erster Schritt in der Organisation diesesVerständigungsprozesses wird die Gründung eines natio-nalen „CCS-Forums“ zur Diskussion gestellt, das alle re-levanten Positionen von Stakeholdern in Deutschland zu-sammenbringen könnte.

Schaffung eines Regulierungsrahmens

Es gibt in Deutschland mehrere Unternehmen, die bereitskonkrete CCS-Vorhaben planen, teilweise im fortge-schrittenen Stadium. Ohne kurzfristige Anpassung desderzeitigen Rechts sind die geplanten Vorhaben jedochunzulässig. Daher besteht hier dringender Handlungsbe-darf.

Es bietet sich ein zweistufiges Vorgehen an: Im Zuge ei-ner kurzfristig zu realisierenden Interimslösung solltendie rechtlichen Voraussetzungen geschaffen werden, da-mit Vorhaben, die überwiegend der Erforschung und Er-probung der CO2-Ablagerung dienen, zeitnah gestartetwerden können. Kernelement eines kurzfristigen Rege-lungsrahmens wäre die Schaffung eines Zulassungstatbe-stands im Bergrecht.

Gleichzeitig sollte ein umfassender Regulierungsrahmenentwickelt und möglichst auf EU-Ebene und internationalabgestimmt werden, der allen Aspekten der CCS-Techno-logie Rechnung trägt. Dieser könnte die Interimsregulie-rung ablösen, sobald der großtechnische Einsatz von CCSansteht.

I. Einleitung„Das gegenwärtige Energiesystem ist nicht nachhaltig.“Zu dieser einvernehmlichen Feststellung gelangte dieEnquete-Kommission „Nachhaltige Energieversorgungunter den Bedingungen der Globalisierung und der Libe-ralisierung“ des 14. Deutschen Bundestages. Diese Ein-schätzung beruht maßgeblich darauf, dass die heutige


Energiebereitstellung und -nutzung in großem UmfangUmweltkosten negiert, Raubbau an knappen Ressourcenbetreibt und Risikoaspekten zu geringe Beachtungschenkt (EK 2002).

Die gegenwärtige Energieversorgung in Deutschland undin der EU beruht zu über 80 Prozent auf erschöpflichenfossilen Energieträgern (Kohle, Öl, Gas), bei deren Nut-zung CO2 entsteht, das zum vom Menschen gemachtenKlimawandel beiträgt. In der EU-25 wird, falls die gegen-wärtigen Trends anhalten, bis zum Jahr 2020 ein Anstiegdes Primärenergieverbrauchs um etwa 20 Prozent gegen-über 1990 erwartet. Beim Verbrauch fossiler Energieträ-ger wird mit einem Zuwachs von ca. 10 Prozent gerech-net. Die Bedeutung von Kohle nimmt zwar stark ab, dieswird aber überkompensiert durch einen drastischen An-stieg beim Verbrauch von Erdgas. Dies hätte eine Zu-nahme der CO2-Emissionen um 4 Prozent (bezogen auf1990) zur Folge (EU-Kommission 2006).

Inzwischen besteht in Deutschland und in Europa einebreite Akzeptanz für die Zielsetzung, die Treibhausgase-missionen in der EU und weltweit so weit zu senken, dassder globale Temperaturanstieg auf 2 °C gegenüber demvorindustriellen Niveau begrenzt wird (Bundesregierung2006; EU-Kommission 2007a). Hierfür wäre in den In-dustrieländern eine Reduktion der Emissionen bis 2020um mindestens etwa 30 Prozent erforderlich.

In Deutschland und der EU wäre ein solch anspruchsvol-les Reduktionsziel möglicherweise erreichbar, wenn eineumfassende Klimaschutzstrategie – u. a. bestehend ausverstärkten Anstrengungen für eine verbesserte Energie-effizienz, einem beschleunigten Ausbau erneuerbarerEnergien und der Substitution von kohlenstoffintensivenEnergieträgern (z. B. Kohle durch Erdgas) – konsequentumgesetzt würde. Realistisch erscheint dies aber nurdann, wenn dazu weit über das heute Übliche hinausge-hende politische Anstrengungen unternommen werden(Prognos/EWI 2007). International wird in einigen Län-dern die Befürchtung geäußert, dass die hierfür erforderli-chen Maßnahmen sowie die damit verbundenen Kostendie wirtschaftliche und soziale Entwicklung hemmenkönnten.

Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob nicht dieAbscheidung von CO2 aus dem Abgasstrom von Kraft-werken und dessen unterirdische Lagerung (CarbonDioxide Capture and Storage, CCS) eine Möglichkeitdarstellen könnte, die ambitionierten Klimaschutzziele zuerreichen. Die Erforschung und Erprobung sowie die Dis-kussion der CCS-Technologie sind im europäischen undinternationalen Raum schon seit einiger Zeit im Gange.Gegenwärtig sind weltweit drei CCS-Großprojekte (mitmehr als 1 Mio. t CO2/Jahr) in Betrieb: „Sleipner“ in Nor-wegen, „Weyburn“ in Kanada und „In Salah“ in Algerien.Weitere sind in Planung. In Deutschland sind erst injüngster Zeit diesbezügliche Aktivitäten wahrnehmbar(v. a. CO2Sink in Ketzin bei Potsdam).

Aus diesen Gründen hat im Sommer 2006 der Ausschussfür Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzungdes Deutschen Bundestages beschlossen, das TAB mit der

Bearbeitung des Themas „CO2-Abscheidung und -Lage-rung bei Kraftwerken“ zu beauftragen. Ziel war es zumeinen, den gegenwärtigen Wissensstand zu erheben undkritische Wissenslücken – z. B. bezüglich der Speichersi-cherheit, der Kosten, der Verfügbarkeit der Technik – zuidentifizieren. Des Weiteren sollte der bestehende rechtli-che Rahmen für CCS im Hinblick auf mögliche Defiziteund gesetzgeberischen Handlungsbedarf analysiert wer-den. Darüber hinaus wurde untersucht, wie sich die Wahr-nehmung bzw. Akzeptanz der CCS-Technologie in Fach-kreisen und in der Öffentlichkeit zurzeit darstellt.

Dementsprechend ist der Bericht folgendermaßen aufge-baut: Kapitel II beschreibt den gegenwärtigen Entwicklungs-stand der CCS-Technologie (CO2-Abscheidung, -Transportund -(Ab-)Lagerung) und gibt einen Überblick zum be-stehenden Forschungs- und Entwicklungsbedarf. DiesesKapitel ist bewusst knapp gehalten, da zu diesem The-menbereich bereits eine Reihe von Veröffentlichungenvorliegt. Zu nennen ist hier insbesondere eine aktuellePublikation der Wissenschaftlichen Dienste des Deut-schen Bundestages (WD 2006). Die Mengenpotenzialezur Ablagerung von CO2 in geologischen Formationensowie deren Risiken und Kosten werden in Kapitel IIIanalysiert. Im Kapitel IV wird der Frage nachgegangen,welche Aussichten für die Integration von CCS-Kraftwer-ken ins Energiesystem bei den derzeitigen energiewirt-schaftlichen Rahmenbedingungen – z. B. dem Erneue-rungsbedarf des Kraftwerksbestands – bestehen. Hierwird auch die Nachrüstung bestehender Kraftwerke mitCCS-Anlagen thematisiert und hinterfragt, welche Mög-lichkeiten für sog. „Capture-ready“-Kraftwerke existie-ren. Die öffentliche Wahrnehmung der CCS-Technologiewird in Kapitel V untersucht. Daneben werden Vorausset-zungen und Möglichkeiten zur Entwicklung der gesell-schaftlichen Akzeptanz dieser Technologie beleuchtet.Einen Schwerpunkt dieses Berichts bildet der Themen-komplex Recht und Regulierung (Kap. VI). Ausgehendvon einer Defizitanalyse des derzeitigen Rechtsrahmens,werden konkrete Möglichkeiten aufgezeigt, wie die recht-liche Zulässigkeit für CCS sichergestellt, Anreize für de-ren Umsetzung gesetzt sowie die Akzeptanzentwicklungunterstützt werden können. Zum Abschluss wird derHandlungsbedarf aufgezeigt, der beim derzeitigen Wis-sens- und Entwicklungsstand der CCS-Technologie nachEinschätzung des TAB besteht.

Der vorliegende Bericht stützt sich wesentlich auf fol-gende, im Rahmen dieses Projekts vergebene, Gutachten:

– Dr. M. Jung, C. Kleßmann (Ecofys Germany GmbH):CO2-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken.

– Dr. F. C. Matthes, J. Repenning, A. Hermann,R. Barth, F. Schulze, M. Dross, B. Kallenbach-Herbert, A. Minhans unter Mitarbeit von A. Spindler(Öko-Institut e.V.): CO2-Abscheidung und -Lagerungbei Kraftwerken – Rechtliche Bewertung, Regulie-rung, Akzeptanz.

– Dr. C. Cremer, S. Schmidt (Fraunhofer-Institut fürSystem- und Innovationsforschung): Modellierung


von Szenarien der Marktdiffusion von CCS-Technolo-gien.

Den Hinweisen im laufenden Text kann entnommen wer-den, auf welche Gutachten die entsprechenden Kapitel re-kurrieren. Die Verantwortung für die Auswahl und Struk-turierung der darin enthaltenen Informationen sowie ihreZusammenführung mit weiteren Quellen liegt beim Autordes vorliegenden Berichts. Den Gutachtern sei an dieserStelle nochmals ausdrücklich für die Ergebnisse ihrer Ar-beit, die exzellente und stets angenehme Zusammenarbeitund die ausgeprägte Bereitschaft zu inhaltlichen Diskus-sionen gedankt.

Ein herzlicher Dank geht an dieser Stelle auch an die Teil-nehmerinnen und Teilnehmer des vom TAB durchgeführ-ten Experten-Workshops, der am 18. Januar 2007 inBerlin stattgefunden hat. Sie haben mit ihren Diskus-sionsbeiträgen und Anregungen wertvollen Input für dieErstellung dieses Berichts geliefert: Dr. S. Asmus (RWEPower AG), M. Blohm (Umweltbundesamt, UBA), Prof.Dr. G. Borm (GeoForschungsZentrum Potsdam, GFZ),Dr. R. Brandis (BP AG), Dr. L. Dietrich (Osnabrück),Dr. O. Edenhofer (Potsdam-Institut für Klimafolgenfor-schung, PIK), Dr. J. Ewers (RWE Power AG),Dr. J. P. Gerling (Bundesanstalt für Geowissenschaftenund Rohstoffe, BGR), Dr. G. von Goerne (Greenpeacee.V.), S. Hagedoorn (Ecofys Netherlands BV),Dr. W. Heidug (Shell International Renewables B.V.),Dr. H. Held (Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung,PIK), S. Lüdge (Vattenfall Europe Generation AG & Co.KG), Dr. P. Markewitz (Forschungszentrum Jülich),Dr. P. Radgen (Fraunhofer-Institut für System- und Inno-vationsforschung, ISI), K. Stelter (Deutscher Braunkoh-len-Industrie-Verein e.V., DEBRIV), Dr. B. Stevens (Vat-tenfall Europe Generation AG & Co. KG), Dr. P. Viebahn(Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt, DLR),Dr. M. Vosbeek (Ecofys Netherlands BV).

Herrn Dr. Thomas Petermann gebührt aufrichtiger Dankdafür, dass er mit scharfem Auge und konstruktivenKommentaren wesentlich zur Stringenz und Lesbarkeit

des Berichts beigetragen hat. Last but not least seiDr. Katrin Gerlinger und Dr. Christoph Revermann fürdas Korrekturlesen von Entwürfen gedankt sowie UlrikeGoelsdorf und Gaby Rastätter für die Unterstützung beider Erstellung des Endlayouts.

II. Stand der Technik

Bei der Nutzung fossiler Energieträger wird unweigerlichCO2 erzeugt, das üblicherweise in die Atmosphäre entlas-sen und dort klimawirksam wird. Die Grundidee bei CO2-Abscheidung und -Lagerung (Carbon Dioxide Captureand Storage, CCS) ist, das CO2 aufzufangen und dauer-haft von der Atmosphäre zu isolieren. Diese Technikkommt vor allem für große sog. Punktquellen infrage, beidenen CO2 im Maßstab von Mio. t/Jahr anfällt. Dies sindin erster Linie stromerzeugende Kraftwerke. Darüber hi-naus ist die CO2-Abscheidung auch für verschiedene In-dustrie-Prozesse interessant, da hier das CO2 in relativkonzentrierter Form anfällt, z. B. bei der Herstellung vonAmmoniak oder Zement. Für Anlagen, bei denen nur re-lativ wenig CO2 erzeugt wird (z. B. Gebäudeheizungen),oder für mobile Quellen (z. B. Fahrzeuge) eignet sich dieCCS-Technologie dagegen nicht.

Die Menge CO2, die pro erzeugter Einheit Nutzenergiefreigesetzt wird (d. h. die CO2-Intensität), hängt von derArt des Energieträgers (vor allem seinem Kohlenstoffge-halt) und der Effizienz der Umwandlungsprozesse ab(Abbildung 1, hierzu s. a. WD 2007). Es wird also z. B. inKohlekraftwerken bezogen auf die erzeugte Strommengewesentlich mehr CO2 emittiert als in Gaskraftwerken. Da-her wird CCS vor allem für Kohlekraftwerke diskutiert.Dennoch sollten auch die CO2-Minderungspotenziale vonErdgaskraftwerken durch CCS nicht außer Acht gelassenwerden. Beim Einsatz von Biomasse als Energieträgerwäre durch CCS perspektivisch sogar eine aktive Redu-zierung des CO2-Gehaltes der Atmosphäre denkbar.

Die CCS-Technologiekette besteht aus drei Schritten: derAbtrennung des möglichst konzentrierten CO2 am Kraft-

A b b i l d u n g 1

CO2-Intensität ausgewählter Stromerzeugungssysteme

Braunkohle: Dampfkraftwerk = 43 Prozent, BK RheinlandSteinkohle: Dampfkraftwerk = 45,5 Prozent, SK GERErdgas: Gas- und Dampfkombikraftwerk = 57,6 Prozent, Erdgas Mix-GERQuelle: eigene Darstellung, Daten aus Marheineke 2002, S. 180

0200400600800

1.0001.200

Braunkohle Steinkohle Erdgas

g CO

2-äq

/kW

h


werk, seinem Transport zu einer geeigneten Lagerstelleund der eigentlichen (Ab-)Lagerung1 in einer geologi-schen Formation.

Eine wesentliche Basis der folgenden Darstellung ist dasvom TAB in Auftrag gegebene Gutachten (Ecofys 2007).

1. CO2-Abtrennung

Anhand des Prozessschemas in Abbildung 2 können diedrei Möglichkeiten, CO2 bei einem (Kohle)kraftwerk ab-zuscheiden, anschaulich gemacht werden.

Es kann (1) nach der Verbrennung aus den Abgasen he-rausgefiltert werden, der Kohlenstoff kann (2) schon vordem eigentlichen Verbrennungsprozess im Kraftwerk ausdem Energieträger entfernt werden, oder (3) die Verbren-nung kann in einer Sauerstoffatmosphäre durchgeführtwerden, damit als Abgas (fast) nur CO2 entsteht. DieseMöglichkeiten nennt man (1) Post-Combustion, (2) Pre-Combustion bzw. (3) Oxyfuel.

1.1 Post-CombustionFunktionsweise

Beim Post-Combustion-Verfahren wird das im Rauchgasenthaltene CO2 mittels einer Gasseparation abgeschieden(Abbildung 3).

Die gängigste Methode ist die chemische Absorption, beider das CO2 in einem flüssigen Lösungsmittel (meist Mo-noethanolamin, MEA) gebunden wird. Anschließendwird das Lösungsmittel regeneriert, indem das CO2 durch

1 In der Literatur wird eine ganze Reihe verschiedener Termini ver-wendet, z. B. Speicherung, Sequestrierung, Deponierung, Injektionin ein Reservoir etc., welche mit ihren jeweils eigenen Konnotatio-nen bestimmte Aspekte des Sachverhaltes betonen. Der hier verwen-dete Begriff „Lagerung“ bringt u. E. die Intention der langfristigenIsolierung am besten zum Ausdruck. Eine Festlegung etwa im Sinneeines juristischen Tatbestandes ist hiermit nicht intendiert.

A b b i l d u n g 2

Prozessschema eines Kohlekraftwerks

Quelle: eigene Darstellung

A b b i l d u n g 3

CO2-Abscheidung nach der Verbrennung

Dieses Flussbild setzt an Pfeil (1) in Abbildung 2 an.Quelle: eigene Darstellung

Kraftwerk(Verbrennung)

Energie

Kohle

Luft (N2, O2, …)

Abgase (CO2, H2O N2, …)

Schlacke, Gips

3

2

1

CO2-Wäsche

CO2

Abgase (CO2, H2O, N2, …)

1

übrige Gase


Erhitzen ausgetrieben wird. Hiermit ist ein erheblicherEnergieaufwand verbunden. Darüber hinaus können prin-zipiell auch andere Wege, u. a. Oberflächenverfahren(z. B. Adsorption an Aktivkohle), kryogene Prozesse undMembrane zur Abtrennung von CO2 genutzt werden.

Vorteile/Nachteile

Die CO2-Rauchgaswäsche ist ein nachgeschaltetes Ver-fahren und kann daher prinzipiell auch in bestehende in-dustrielle Prozesse und Kraftwerke integriert werden.Dem Vorteil der Nachrüstbarkeit stehen relativ hoheKosten und energetische Verluste gegenüber. Außerdembesteht ein erheblicher Platzbedarf für die Abscheidungs-anlagen. Bei Nachrüstung von konventionellen Kohle-kraftwerken muss mit Wirkungsgradeinbußen von 8 bis14 Prozentpunkten2, einer Erhöhung des Brennstoffbe-darfs um 10 bis 40 Prozent und zusätzlichen Investitions-kosten von 20 bis 150 Prozent gerechnet werden (IPCC2005, S. 169; WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 48).

Stand der Technik/Forschungsbedarf

Die chemische Absorption ist derzeit das einzige kommer-ziell verfügbare Verfahren zur Abscheidung von CO2 undwird z. B. zur Erdgasaufbereitung großtechnisch einge-setzt. Um es für Kraftwerke einsatzfähig zu machen, musses aber wegen des enormen Volumenstroms und des gerin-gen CO2-Gehalts der Rauchgase noch 20- bis 50-fach grö-ßer dimensioniert werden (ETP ZEP 2006a, S. 13).

Zukünftige Effizienzsteigerungen sind vor allem durchdie Weiterentwicklung der eingesetzten Lösungsmittel zuerwarten. Auch die Erhöhung ihrer Stabilität gegenüberAlterungs- und Abbauprozessen (verursacht z. B. durchVerunreinigungen und Restsauerstoff im Rauchgas) istein wichtiges Forschungsziel. Weitere Schlüsselbereicheder FuE bei der Rauchgaswäsche sind die Prozessintegra-

tion und Optimierung für die Anwendung in Großkraft-werken.

Perspektivisch könnten auch adsorptive, kryogene undMembranverfahren interessant werden, da diese (vorallem Membranverfahren) eine höhere Effizienz und ge-ringere Kosten versprechen. Derzeit befinden sich dieseVerfahren noch in einem frühen Forschungsstadium. Füreinen detaillierten Überblick über den Forschungsstandund Forschungsnotwendigkeiten siehe z. B. ETP ZEP(2006a, S. 12 ff.).

1.2 Pre-CombustionFunktionsweise

Das Pre-Combustion-Verfahren beruht darauf, dass in ei-nem vorgeschalteten Schritt aus dem kohlenstoffhaltigenEnergieträger Wasserstoff erzeugt wird, der dann imKraftwerk eingesetzt wird; als Verbrennungsprodukt ent-steht hier nur Wasserdampf. Im Prinzip ist das Verfahrenbrennstoffunabhängig, es bietet sich aber besonders fürIGCC-Kohlekraftwerke3 an. Hier wird die Kohle in ei-nem Vergaser in ein Gemisch aus Wasserstoff und Koh-lenmonoxid (sog. „Synthesegas“) umgewandelt. In einemkatalytischen Reaktor (sog. „Shiftconverter“) wird dasKohlenmonoxid in Reaktion mit Wasserdampf zu Koh-lendioxid und weiterem Wasserstoff umgesetzt. Im nächs-ten Schritt kann das CO2 abgetrennt werden, z. B. durchphysikalische Adsorption oder Membrantechniken.

Vorteile/Nachteile

Das Verfahren der Abtrennung vor der Verbrennung hatden Vorteil, dass das zu behandelnde Gas unter Drucksteht und nicht mit Stickstoff verdünnt ist. Dies verringertden Energiebedarf und die technologischen Anforderun-gen an die CO2-Abscheidung verglichen mit dem Post-Combustion-Konzept. Nachteilig ist allerdings die er-

2 Beispielsweise hätte ein Kraftwerk mit einem Ausgangswirkungs-grad von 43 Prozent bei Nachrüstung einer CO2-Abscheidungsanla-ge nur noch 29 bis 35 Prozent Wirkungsgrad.

3 Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC, sind Gas- undDampfkombikraftwerke mit integrierter Kohlevergasung.

A b b i l d u n g 4

CO2-Abscheidung vor der Verbrennung


Kohle Vergasungs-anlage Gasseparation

Kondensation

H2, H2O, CO, …

CO2

2

H2O

H2


höhte Komplexität von IGCC-Kraftwerken, die in derVergangenheit zu Problemen mit der Verfügbarkeit derAnlagen geführt hat. Außerdem fügt die CO2-Abtrennungdem ohnehin schon komplexen Prozess ein weiteres Ele-ment hinzu.

Das Verfahren bietet perspektivisch die Möglichkeit,Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen relativ CO2-arm zuerzeugen. Dieser Wasserstoff könnte z. B. auch in hoch-effizienten Brennstoffzellen zur Elektrizitätserzeugungoder als Treibstoff in Fahrzeugen genutzt werden. Eineweitere Option ist es, das Synthesegas zur Herstellungsynthetischer Kraftstoffe zu verwenden.


IGCC (ohne CO2-Abtrennung) ist keine neue Technolo-gie. Die erste Pilotanlage stammt aus dem Jahr 1984, der-zeit befinden sich weltweit fünf IGCC-Kraftwerke in Be-trieb. Dennoch konnten sich IGCC-Kraftwerke auf demMarkt bisher nicht durchsetzen (BINEinfo 2006).

Für den Pre-Combustion-Prozess erforderliche hocheffi-ziente, für CCS-optimierte Wasserstoffturbinen befindensich derzeit noch im Pilotstadium (ETP ZEP 2006a). De-ren zügige Weiterentwicklung wird als Schlüsselelementfür den kommerziellen Einsatz der Pre-Combustion-Technologiekette angesehen.

Fortschritte bei der Membrantechnologie könnten einenBeitrag zur Effizienzsteigerung und Wirtschaftlichkeitdieses Verfahrens leisten. Auch hier besteht ein Bedarffür Prozessoptimierung und sog. „up-scaling“, um dasVerfahren großtechnisch und kommerziell einsetzbar zumachen.

Über die Entwicklung von Einzelkomponenten hinausbesteht eine wesentliche Herausforderung darin, dieProzesskette in ihrer ganzen Komplexität im realen Kraft-werksmaßstab zu beherrschen und eine hohe Verfüg-barkeit der gesamten Anlage zu garantieren. DieseZielsetzung verfolgt auch eine Projektplanung des Unter-nehmens RWE Power, bis zum Jahr 2014 ein 450 MWel

IGCC-Kraftwerk mit CO2-Abtrennung und -Speicherungin Betrieb zu nehmen (RWE 2007).

1.3 Oxyfuel-Verfahren

Funktionsweise

Beim Oxyfuel-Verfahren findet die Verbrennung in fastreinem Sauerstoff statt. Dadurch entstehen einerseits ge-ringere Rauchgasmengen und andererseits eine hoheCO2-Konzentration im Rauchgas (über 70 Prozent). Derdazu notwendige Sauerstoff muss durch Luftzerlegung(Luftverflüssigung mit anschließender Destillation bzw.genauer: Rektifikation) bereitgestellt werden.

Da eine Sauerstoffverbrennung sehr hohe Verbrennungs-temperaturen und damit potenzielle Materialprobleme zurFolge hat, wird ein Teil des CO2-reichen Verbrennungsga-ses wieder in die Verbrennungsanlage zurückgeführt, umdie Temperatur der Flamme zu reduzieren.

Vorteile/Nachteile

Durch die hohe CO2-Konzentration im Rauchgas reduzie-ren sich die Kosten der CO2-Abscheidung. Der Nachteilbei diesem Verfahren ist, dass die Herstellung des reinenSauerstoffs mit einem hohen Energieverbrauch und er-heblichen Kosten verbunden ist. Darüber hinaus ist dieKonzentration von Verunreinigungen im CO2 relativhoch, sodass (je nach Anforderungen an die Reinheit desCO2 für Transport und Ablagerung) eine Nachbehand-lung erforderlich werden kann (Yan et al. o. J.).


Luftzerlegungsanlagen zur Herstellung von Sauerstoffsind seit Längerem im industriellen Einsatz. Der hoheEnergieverbrauch bei der Luftverflüssigung lässt jedochdie signifikante Weiterentwicklung dieses Verfahrensoder alternativer Methoden der Sauerstoffherstellung(z. B. Membrantechnologien) notwendig erscheinen.

A b b i l d u n g 5

Oxyfuel-Verfahren


3

Luft (N2, O2, ...) Luftzerlegung

N2, andere Gase

O2


Ein Ziel der weiteren Forschung ist die Optimierung desVerbrennungsprozesses in Sauerstoff. Weiterhin bestehtForschungsbedarf in Bezug auf zulässige Unreinheitenund generell der Behandlung des CO2-reichen Rauchga-ses. (ETP ZEP 2006a, S. 17 f.).

Der Energieversorger Vattenfall errichtet zurzeit eine30 MWth Pilotanlage, die 2008 in Betrieb gehen soll. Einnächster Schritt wäre die Errichtung einer Demonstra-tionsanlage in einer kraftwerkstypischen Größenordnung(mehrere 100 MWth). Auch beim Oxyfuel-Prozess spieltdie Prozessintegration der Einzelelemente eine wichtigeRolle, um die Technologie großtechnisch anwendbar ma-chen zu können.

1.4 Innovative CO2-AbtrennungsverfahrenPost-Combustion, Pre-Combustion und Oxyfuel sind diekurz- bis mittelfristig einsetzbaren Verfahren zur CO2-Abtrennung in Kraftwerken. Daneben werden auch alter-native Trennverfahren erforscht, die langfristig wesentli-che Fortschritte v. a. bezüglich ihres Energiebedarfs undder Kosten versprechen. Gemeinsam ist diesen innovati-ven Verfahren, dass sie sich im Stadium von Konzeptstu-dien und Laborversuchen befinden. Mit ihrem Einsatz istdaher voraussichtlich frühestens in 20 bis 30 Jahren zurechnen. Aussichtsreiche Kandidaten für innovativeTrennverfahren sind die Nutzung von Brennstoffzellen,der sog. ZECA-Prozess sowie das „Chemical LoopingCombustion“.

Brennstoffzellen

Eine interessante Möglichkeit ist, Festoxidbrennstoffzel-len (Solid Oxide Fuel Cell, SOFC) zur Stromerzeugungeinzusetzen. Der Elektrolyt dieses Brennstoffzellentypsist eine sauerstoffdurchlässige Keramik (meist dotiertesZirkoniumdioxid), sodass die Trennung von Sauerstoffund Stickstoff intern ohne besondere Maßnahmen bereitsstattfindet. Das Abgas (auf der Anodenseite) enthält da-mit nur CO2 und nichtreagiertes Brenngas. Dieses kann ineinem Brenner (Water Gas Shift Membrane Reactor,WGSMR) unter zusätzlicher Energieausbeute nachoxi-diert werden. Die im WGSMR enthaltene H2-Membransorgt dafür, dass auch hier CO2 in konzentrierter Form an-fällt.

Die Energieausbeute dieses Systems kann insgesamtmehr als 60 Prozent betragen. Verglichen mit konventio-nellen Systemen spart man beim Energieaufwand zurCO2-Abtrennung (einschließlich Kompression) etwa dieHälfte ein (Jansen/Dijkstra 2003). Der Entwicklungsstanddieser Technologie ist derzeit auf dem Niveau von Kon-zeptstudien. Ein Kraftwerkseinsatz wird nicht vor 2030erwartet (WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 58).

ZECA-Prozess

Beim ZECA-Prozess (benannt nach der „Zero EmissionCoal Alliance“, bzw. deren Nachfolger „ZECA Corpora-tion“) wird Kohle vergast (zu CH4 und H2) und diesemZwischenprodukt der Kohlenstoff mittels Kalzinierung(in einem CaO/CaCO3-Zyklus) entzogen. Als Resultat

entstehen Wasserstoff und CO2 in getrennten Strömen.Der Wasserstoff kann dann z. B. in einer Hochtempera-tur-Brennstoffzelle verstromt werden. Bei diesem Prozesssind noch viele technische Fragen ungeklärt. Beim Ein-satz von heutigen Technologien kommt man bei diesemKonzept auf einen Wirkungsgrad von „nur“ 39 Prozent(WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 59). Der theoretisch er-reichbare Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Kohlein Elektrizität in der Größenordnung von 70 Prozentrechtfertigt weitere Forschung (Ziock et al. o. J.).

Chemical Looping Combustion

Bei diesem Prozess wird zur Oxidation des kohlenstoff-haltigen Brennstoffs nicht direkt Sauerstoff, sondern einMetalloxid (MeO) verwendet (z. B. Fe, Cu, Ni, Co). Da-bei entstehen CO2 und das Metall (Me). Letzteres reagiertin einem zweiten Schritt mit Luft wieder zu MeO undkomplettiert damit den Me-MeO-Zyklus. Der Grundge-danke dabei ist, die beiden Teilreaktionen bei der Ver-brennung (Oxidation des Brennstoffs und Reduktion desSauerstoffs) räumlich voneinander zu trennen, um damiteine Trennung der Verbrennungsprodukte (v. a. CO2 undWasser) von dem Rest der Rauchgase (z. B. N2 und Rest-sauerstoff) zu erreichen (IPCC 2005, S. 129). Im Mittel-punkt der Forschungsbemühungen steht hier die Entwick-lung eines Sauerstoffträgers, der dem ständigen ZyklusOxidation-Reduktion standhält und resistent gegen physi-kalische und chemische Degradation ist (WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 60 f.). Bislang gibt es 100 StundenBetriebserfahrung mit einer ersten Technikumanlage mit10-kW-Leistung (Lyngfelt/Thunman 2005).

2. TransportDa die Abscheidung des CO2 und dessen Lagerung meistörtlich getrennt sein werden, ist der Transport ein wichti-ges Element der Technologiekette. Prinzipiell kann CO2in Pipelines, Schiffen, per Bahn oder per Lastwagentransportiert werden. Für die in Kraftwerken anfallendengroßen Mengen in einem Kohlekraftwerk mit 1 000 MWeentstehen etwa 5 Mio. t CO2/Jahr scheiden Bahn undLKW jedoch wegen zu geringer Kapazität und prohibitivhoher Kosten aus (Abbildung 6).

Für den Transport muss das CO2 nach der Abscheidungerst noch verdichtet werden. Für den Schiffstransport istder flüssige Zustand (z. B. -48 °C, 7 bar) am besten ge-eignet, für Pipelines bietet sich der überkritische Zustand4

an (FhG-ISI/BGR 2006, S. 63 ff.). Durch den Energiever-brauch hierfür sinkt der Wirkungsgrad des Gesamtprozes-ses um 2 bis 2,7 Prozentpunkte bei Gas- und 3 bis 4 Pro-zentpunkte bei Kohlekraftwerken (Göttlicher 2003)5.

Der Transport von CO2 in Pipelines unterscheidet sich imGrunde nicht wesentlich vom Pipelinetransport von

4 Als „überkritisch“ wird ein spezieller Aggregatzustand bezeichnet,bei dem sich flüssige und gasförmige Phase nicht unterscheiden las-sen. CO2 ist oberhalb 31 °C und 73 bar überkritisch. Seine Dichte istdann in etwa im Bereich von flüssigem Wasser.

5 In der Literatur wird der Aufwand für die Verdichtung meist demKraftwerk zugeschlagen und nicht dem Transportsystem.


Erdöl, Erdgas und flüssigen Gefahrenstoffen, der welt-weit sehr verbreitet ist. Der größte Unterschied bei CO2-Pipelines ist, dass bei der Materialauswahl auf eine hoheKorrosionsbeständigkeit geachtet werden muss. In denUSA existieren bereits über 2 500 km Pipelines, in denenmehr als 40 Mio. t CO2/Jahr vor allem zu Zwecken des„Enhanced Oil Recovery (EOR)“ (s. u.) transportiert wer-den.

Der CO2-Transport per Schiff findet derzeit nur in klei-nem Umfang statt, die Technik unterscheidet sich abernicht wesentlich vom konventionellen Transport vonFlüssiggas (Liquefied Petroleum Gas, LPG) (IPCC 2005,S. 30). Der Transport per Schiff ist vor allem für großeEntfernungen (über 1 000 km) und für nicht allzu großeMengen geeignet.

Umweltaspekte/Risiken

Ein relevanter Umweltaspekt in Bezug auf den Pipeline-transport ist das Risiko von Leckagen. CO2 ist zwar nichttoxisch, kann aber ab Konzentrationen von 10 Vol.-Pro-zent zum Erstickungstod führen. Da CO2 schwerer ist alsLuft, könnte es sich z. B. in Geländesenken sammeln undso eine Gefahr für Lebewesen darstellen. Von Genehmi-gungsbehörden in den USA wurde jedoch das Gesamtri-siko als gering bewertet (Einstufung: „High Volatile/LowHazard and Low Risk“) (FhG-ISI/BGR 2006, S. 68). Si-cherheitsaspekte und öffentliche Akzeptanz sind vor al-lem beim Pipelinetransport durch dicht besiedelte Gebietezu beachten. Weiterhin sind Umweltauswirkungen desPipelinebaus selbst zu berücksichtigen, besonders wenn

diese durch ökologisch sensible Gebiete führen (UCSo. J., S. 9).

Infrastruktur

Für eine Nutzung von CCS in großem Maßstab müsste inden nächsten Jahrzehnten eine umfangreiche Infrastrukturfür den CO2-Transport aufgebaut werden. Vermutlichwürden sich bei zunehmender Marktdurchdringung dieanfänglichen 1:1-Beziehungen zwischen Kraftwerkenund CO2-Lagerstätten sukzessive auflösen und es zu einerzunehmenden Vernetzung kommen (VGB 2004, S. 105).

Die geografische Lage von Quellen und Reservoiren hatnicht nur Relevanz für die Planung der Transportinfra-struktur, sondern könnte (neben der Brennstoffversor-gung, dem Zugang zu Kühlwasser und zum Elektrizitäts-netz) bei der Standortentscheidung beim Neubau vonKraftwerken und Industrieanlagen als zusätzlicher Faktorin Erscheinung treten (Duckat et al. 2004, S. 17).

Forschungsbedarf

Trotz der wichtigen Funktion als Bindeglied zwischen Ab-scheidung und Lagerung findet der Transport von CO2 inder Forschung bisher wenig Beachtung (FhG-ISI/BGR2006, S. 63) und wird – wenn überhaupt – unter dem Kos-tenaspekt diskutiert. Wichtige zu untersuchende Fragestel-lungen wären z. B. die zeitliche und geografische Abstim-mung des Aufbaus einer Transportinfrastruktur mitAbscheidungsanlagen und Ablagerungsstätten, Akzeptanz-fragen beim Transport durch dicht besiedelte Gebiete und

A b b i l d u n g 6

Transportkapazität und Kosten

angenommene Transportentfernung: 250 kmQuelle: FhG-ISI/BGR 2006, S. 63, Daten aus Odenberger/Svensson 2003

1 10 100 Kapazitätlog Mt/y

Euro

/t C

O2

1

5

25

Schiff

Pipeline

Eisenbahn

LKW

Kosten


länder- bzw. regionsspezifische Voraussetzungen bzw.Barrieren für den Aufbau einer Transportinfrastruktur.Von wenigen Ausnahmen abgesehen stehen technischeWeiterentwicklungen dagegen nicht im Mittelpunkt. Einesolche Ausnahme wäre z. B. die Frage, welche techni-schen Anforderungen an die Transportinfrastruktur zustellen sind, wenn das CO2 chemisch verunreinigt ist.

3. CO2-Lagerung

3.1 Geologische Lagerung – Mechanismen und Optionen

Ziel der geologischen Lagerung ist es, das CO2 möglichstlangfristig unter Tage zu halten und damit von der Atmo-sphäre zu isolieren. Hierfür wird eine Reihe geologischer,(geo)physikalischer und (geo)chemischer Mechanismenausgenutzt.

Zunächst sollte oberhalb der Speicherformation ein Deck-gestein (bzw. eine Schichtfolge) liegen, das möglichstCO2-dicht ist („strukturelle und stratigrafische6 Rückhal-tung“ in Abbildung 7). Dann kann CO2 durch Adsorptionund Kapillarkräfte in den feinen Poren des Gesteins fest-gehalten werden. Ferner wird sich CO2 in gewissemMaße im Formationswasser lösen und sich schließlich(auf einer Zeitskala von mehreren tausend Jahren) in festeMineralien umwandeln (IPCC 2005 S. 208 ff.). CO2, dasnur unter einem Deckgestein festgehalten wird, ist poten-ziell mobil und könnte (z. B. entlang von Störungen in

der Deckschicht) wieder entweichen, wohingegen diePermanenz der Speicherung bei den anderen Mechanis-men sukzessive immer größer wird7 (Abbildung 7). For-mationen, die zur geologischen CO2-Lagerung geeignetsein könnten, sind vor allem (Abbildung 8):

1 entleerte Öl- und Gasfelder,

2 noch nicht ausgeförderte Öl- bzw. Gasfelder (Injektionvon CO2 zur Erhöhung der Erdöl- bzw. Erdgasproduk-tion – Enhanced Oil Recovery, EOR; Enhanced GasRecovery, EGR),

3 saline Aquifere (Sedimentgesteine deren Poren mitstark salzhaltigem Wasser gefüllt sind),

4 nichtabbaubare Kohleflöze (evtl. verbunden mit derSteigerung der Flözgasausbeute – Enhanced Coal BedMethane Recovery, ECBM).

Da es sinnvoll ist, den Porenraum der Reservoirs mög-lichst effizient zu nutzen, sollte das injizierte CO2 einehohe Dichte besitzen. Der dafür geeignete überkritischeZustand ist ab einer Mindesttiefe von ca. 800 bis 1 000 mstabil (IPCC 2005, S. 197 f.). In diesem Tiefenbereich lie-gen die aussichtsreichsten Lagerstätten. In noch größerenTiefen nimmt tendenziell die Porosität der Gesteine abund der Aufwand für die bohrtechnische Erschließungsteigt stark an.

6 Auf der Schichtfolge beruhend.

7 So hat z. B. CO2-gesättigtes Wasser ein höheres spezifisches Gewichtals reines Wasser und hätte daher die Tendenz, im Reservoir nach un-ten zu sinken.

A b b i l d u n g 7

Beitrag der Speichermechanismen im Zeitverlauf

Quelle: IPCC 2005, S. 208 (Original in Englisch; übersetzt durch TAB)

strukturelle und stratigrafische Rückhaltung

Jahre nach der Injektion

Beitr

ag zu

r CO

2-Sp

eich

erun

g in

%

steigende Speichersicherheit

Einschluss in Poren

in Lösung

Mineralisierung

1 10 100 1.000 10.0000

100


Ob CO2 in geologischen Formationen langfristig sichergelagert werden kann, kann letztlich nur durch groß an-gelegte Feldversuche und deren Auswertung geklärtwerden. Die für Lagerstätten in Betracht kommendenOptionen besitzen die folgenden spezifischen Merk-male:

3.1.1 Entleerte Öl- und GasfelderÖl- und Gasreservoire haben den Vorteil, dass ihre dauer-hafte Dichtigkeit über einen Zeitraum von Jahrmillionennachgewiesen ist. Durch die Exploration und Ausbeutungder Lagerstätten sind Struktur und Zusammensetzung derSpeicher- und Abdichtformationen relativ genau bekannt.Die vorhandene Infrastruktur für die Extraktion und denTransport von Flüssigkeiten und Gasen könnte zumindestteilweise für den Transport und die Lagerung von CO2nutzbar sein.

Das größte Problem für die Speichersicherheit ist dieExistenz vieler alter Bohrlöcher in den Öl- bzw. Gasfel-

dern (Ide et al. 2006). Das Auffinden und insbesonderedas Abdichten aller Bohrungen ist aufwendig (FhG-ISI/BGR 2006, S. 105). Des Weiteren könnte die Speicher-sicherheit durch Veränderungen (z. B. Absinken) desDeckgesteins aufgrund der Öl- bzw. Gasextraktion oderdurch chemische Reaktionen des CO2 mit dem Gestein(CO2 bildet zusammen mit Wasser Kohlensäure, diebestimmte Gesteine auflösen kann) gefährdet sein(Christensen/Holloway 2004, S. 8 f.).

In Deutschland befinden sich einige Erdgasfelder in derEndphase der Produktion. Somit wären in den nächstenJahren potenzielle Felder zur Speicherung von CO2 (mög-licherweise in Verbindung mit einer erhöhten Gasförde-rung, s. u.) verfügbar. Ölfelder bieten in Deutschland nurein sehr geringes Speichervolumen und sind daher weni-ger interessant (FhG-ISI/BGR 2006, S. 118). 8

8 EOR könnte allerdings eine Rolle für die frühzeitige Anwendung undErprobung von CCS z. B. in Demonstrationsprojekten spielen.

A b b i l d u n g 8

Optionen der geologischen Lagerung von CO2

1 entleerte Öl- und Gasfelder2 Nutzung von CO2 in Enhanced Oil and Gas Recovery (EOR, EGR) 3 tiefe saline Aquifere (a: offshore, b: an Land)4 Nutzung von CO2 zur Steigerung der Flözgasausbeute (Enhanced Coal Bed Methane Recovery, ECBM)Quelle: IPCC 2005, S. 32, nach der Vorlage in CO2CRC 2005

2 km

1 km

3a

41

2

3a

produziertes Öl oder Gasinjiziertes CO2gespeichertes CO2


3.1.2 EOR, EGR

Die Injektion von CO2 in Erdöllagerstätten mit dem Ziel,die Ausbeute von Ölfeldern zu erhöhen (Enhanced OilRecovery, EOR), ist eine etablierte Technologie. Bei EORwird CO2 in ein Ölfeld verpresst, verdrängt das im Reser-voir vorhandene Öl und verringert dessen Viskosität, wo-durch der Fluss zu den Förderbohrungen gesteigert wird.Obwohl die ursprüngliche Zielsetzung von EOR eher da-rauf ausgelegt ist, möglichst viel vom eingesetzten Be-triebsstoff CO2 wieder zurückzugewinnen, können diehier gewonnenen Erfahrungen für die dauerhafte Lage-rung von CO2 übertragen werden.

Ein großer Vorteil dieses Verfahrens ist, dass durch diezusätzliche Produktion von Erdöl Einkünfte generiertwerden, die die Kosten der Speicherung reduzieren. Dasderzeit größte Projekt zu EOR befindet sich in Weyburn/Kanada (seit 2000). Dort wird CO2, das in einer Anlage inNorth Dakota/USA anfällt, die aus Braunkohle syntheti-sche Kraftstoffe herstellt, via einer 320 km langen Pipe-line in ein Ölfeld gepresst, um dessen Produktivität zuverbessern und gleichzeitig CO2 abzulagern. EnhancedGas Recovery (EGR) zur Produktionssteigerung von Erd-gaslagerstätten wird derzeit erst in kleinem Maßstab in ei-nigen Pilotprojekten erprobt.

3.1.3 Saline Aquifere

Saline Aquifere sind hochporöse mit stark salzhaltigerLösung gesättigte Sedimente. Der Porenraum kann zurCO2-Aufnahme genutzt werden, dabei wird ein Teil desFormationswassers verdrängt. Optimal für die CO2-La-gerung sind kuppelartige Strukturen, die die seitliche(laterale) Ausdehnung des CO2 begrenzen. Aber auchFormationen ohne diese Eigenschaft könnten geeignetsein, wenn sie genügend mächtig sind. Für eine Taug-lichkeit als CO2-Lagerstätte muss ausgeschlossen wer-den, dass das CO2 entlang von Klüften, Bruchzonen o. Ä.im Deckgestein entweichen kann und dass das Forma-tionswasser in Kontakt mit oberflächennahem Grund-wasser steht.

Saline Aquifere bieten weltweit das mengenmäßig größtePotenzial zur CO2-Lagerung, allerdings sind ihre geologi-schen und geochemischen Eigenschaften bei Weitemnicht so gut untersucht wie die von Öl- und Gaslagerstät-ten. Das heißt, dass vor der CO2-Injektion aufwendigeund kostspielige Untersuchungen angestellt werden müs-sen, um die Eignung der jeweiligen Formation sicherzu-stellen.

Das Sleipner-Projekt in der Nordsee vor Norwegen ist dasderzeit größte CCS-Projekt in einem salinen Aquifer.Dort wird seit 1996 bei der Erdgasaufbereitung anfallen-des CO2 (etwa 1 Mio. t/Jahr) von einer Offshoreplattformaus in eine ca. 800 m tiefe Formation eingeleitet. InDeutschland wird derzeit die Machbarkeit des Verfahrensin einem Pilotversuch bei Potsdam (CO2Sink) untersucht(www.co2sink.org).

A b b i l d u n g 9

Das Sleipner-Projekt

Quelle: Chadwick et al. 2007

3.1.4 Nichtabbaubare Kohleflöze, ECBM

Auch Kohle in nichtabbaubaren Flözen weist eine Poren-struktur auf, die sich zur CO2-Speicherung eignen könnte.Dabei wird adsorbiertes Methan („Grubengas“) ver-drängt, welches nach oben gebracht und genutzt werdenkönnte (Enhanced Coal Bed Methane Recovery, ECBM).Dies wäre ein beachtlicher wirtschaftlicher Vorteil bei derNutzung dieses Verfahrens. Ein weiterer Vorteil wäre,dass sich in der Nähe von Kohlelagerstätten oft Kraft-werksstandorte befinden und so die Möglichkeit besteht,den Transportweg des CO2 zu minimieren.

Ein Problem des Verfahrens ist, dass Kohle im Kontaktmit CO2 die Tendenz hat aufzuquellen und es damit im-mer schwerer wird, CO2 zu injizieren. Strategien zur Lö-sung dieses Problems umfassen u. a. die Auswahl vonFormationen mit sehr hoher Ausgangspermeabilität undgeologische Stimulationsverfahren.

Derzeit gibt es weltweit eine kleine Anzahl Feldversucheund Pilotprojekte, z. B. im oberschlesischen Becken inPolen (TNO 2006) und in San Juan/New Mexico (NETL2007, S. 59).

Wegen der Lage und Eigenschaften der Kohleflöze inDeutschland wird ECMB hier wohl mittelfristig nicht zurVerfügung stehen (FhG-ISI/BGR 2006, S. 102).

3.2 Weitere Lagerungsoptionen

Gelegentlich werden neben den oben beschriebenen Op-tionen noch weitere Möglichkeiten genannt, CO2 von derAtmosphäre fernzuhalten. All diesen ist gemeinsam, dasssie derzeit – zumindest in Deutschland – nicht ernsthaftins Auge gefasst werden. Die Gründe hierfür sind vor al-lem (s. a. UBA 2006a, S. 77 ff.):


Ozeanspeicherung

Die Speicherung in der Wassersäule der Ozeane ist miterheblichen Umweltauswirkungen und Risiken verbun-den, die derzeit noch kaum erforscht sind. Eine CO2-In-jektion in den Ozean würde den pH-Wert des Wassers ab-senken (das Wasser wird saurer) und die Ozeanchemierund um die Injektionsstelle spürbar verändern. DieDauereffekte auf Organismen und Ökosysteme sind bis-lang noch weitgehend unklar (IPCC 2005, S. 37 ff.). Da-her klammert die internationale politische DiskussionOzeanspeicherung (noch) völlig aus. Nichtsdestowenigergibt es sehr aktive Forschungsanstrengungen auf diesemGebiet insbesondere in den USA, Japan und Norwegen(FhG-ISI/BGR 2006, S. 83 ff.; IEA GHG 2002).

Künstliche Mineralisierung

Bei diesem Verfahren soll CO2 mit einem Ausgangsge-stein (meist Silikate) zu Karbonaten reagieren und da-durch gebunden werden. Dies imitiert einen natürlichenVorgang der Gesteinsverwitterung. Die Herausforderungbesteht darin, den in der Natur nur äußerst langsam (jenach Mineral viele Tausende von Jahren) verlaufendenProzess so zu beschleunigen, dass er technisch handhab-bar wird (Herzog 2002).

Die großen Mengen Ausgangsgestein – 5 t und mehr jet CO2 (FhG-ISI/BGR 2006, S. 90 f.) –, die abgebaut, auf-bereitet und transportiert werden müssten, der hohe Ener-giebedarf des Verfahrens sowie die ebenfalls großenMengen an erzeugten Karbonaten, die entsorgt werdenmüssten – mit den jeweils entsprechenden negativen Um-weltauswirkungen – limitieren dieses Verfahren in derPraxis erheblich (IPCC 2005, S. 324 ff.).

Industrielle Nutzung des CO2

Auch wenn einige Möglichkeiten für die industrielle Nut-zung von CO2 bestehen (Herstellung von Harnstoff, CO2als Lösemittel etc.) (OECD/IEA 2003), ist zu beachten,dass bei vielen dieser Nutzungsformen das CO2 so einge-setzt wird, dass es nach der Verwendung zeitlich verzö-gert wieder in die Atmosphäre gelangt. Ein langfristigerKlimaschutzeffekt tritt auf diese Weise nicht ein. Berück-sichtigt man nur Prozesse, bei denen CO2 langfristig ge-bunden bleibt, so ist das theoretische Potenzial dieserOption mit maximal 5 Prozent des weltweiten CO2-Aus-stoßes gering (WD 2006, S. 15 f.).

Lagerung in stillgelegten Kohlebergwerken und Salzstöcken

Diese Optionen werden in Deutschland aufgrund von Si-cherheitsaspekten bzw. Nutzungskonkurrenzen zumeistausgeschlossen (FhG-ISI/BGR 2006, S. 92 ff.).

III. Potenziale, Risiken, Kosten1. Potenziale für geologische CO2-LagerungCO2-Abscheidung und -Lagerung kann nur dann einenfühlbaren Beitrag zum Klimaschutz leisten, wenn ausrei-chend geeignete Lagerungskapazitäten zur Verfügung ste-

hen, um das abgeschiedene CO2 auch aufzunehmen. Der-zeit existieren für die meisten Weltregionen nur relativpauschale Abschätzungen der potenziellen Lagerkapazitä-ten. Lediglich einige besonders vielversprechenden geolo-gischen Formationen wurden bzw. werden derzeit detail-liert untersucht. Die Darstellung orientiert sich an dem vomTAB in Auftrag gegebenen Gutachten (Ecofys 2007).

1.1 PotenzialabschätzungenSchätzungen von globalen Lagerungspotenzialen weiseneine große Bandbreite auf und sind mit erheblichen Unsi-cherheiten verbunden. Sowohl die angegebene Spanne in-nerhalb einzelner Schätzungen als auch die Differenzzwischen verschiedenen Veröffentlichungen liegen teil-weise im Bereich eines Faktors 100 (Abbildung 10).

Für eine verlässliche Einschätzung der Relevanz vonCCS für den Klimaschutz sind die derzeit verfügbarenPotenzialschätzungen daher bei Weitem zu ungenau (MIT2007a, S. 46).

Die Unsicherheiten sind bei den verschiedenen Lage-rungsoptionen sehr unterschiedlich, wie in Tabelle 1 ge-zeigt: Relativ genau sind die Kapazitäten von Öl- undGasreservoiren zu beziffern (aufgrund der umfassendenDatenerhebung im Zuge der Öl- und Gasförderung).Aquifere besitzen weltweit – auch in Deutschland – diegrößten Lagerungskapazitäten. Allerdings ist die Verläss-lichkeit der Daten hier auch besonders gering. Bei Kohle-flözen, die insgesamt die kleinste Kapazität aufweisen,existieren ebenfalls erhebliche Unsicherheiten.

Für Deutschland sind als Optionen für die Lagerung des ab-geschiedenen CO2 hauptsächlich entleerte Gaslagerstättensowie Aquifere relevant. Zur Veranschaulichung der Grö-ßenordnung der angegebenen Lagerungskapazitäten: Siebetragen in Deutschland etwa das 40- bis 130-Fache derjährlichen CO2-Emissionen des deutschen Kraftwerkparks(350 Mio. t im Bezugsjahr 2002) (UBA 2006a, S. 35).

Der Großteil möglicher Lagerungskapazitäten in Aquife-ren befindet sich in Norddeutschland. Sie erstrecken sichvor allem in weiten Teilen des Norddeutschen Beckensund ziehen sich im Osten bis nach Polen und im Nord-westen bis nach England. Weitere potenziell geeigneteAquifere kommen im süddeutschen Molassebecken, imOberrheingraben, in der Münsterländer Bucht, in Teilender Niederrheinischen Bucht und im Thüringer Beckenvor (FhG-ISI/BGR 2006, S. 121). In einer kurz- bis mit-telfristigen Perspektive bieten entleerte Gasfelder inDeutschland wohl die aussichtsreichste Option, da man invielen Fällen auf vorhandene Infrastruktur aus der Gas-förderung zurückgreifen kann und die geologischenMerkmale der Reservoire schon weitestgehend bekanntsind. Auch diese befinden sich zum größten Teil in Nord-deutschland (Abbildung 11).

Da CCS-Projekte auch grenzüberschreitend sein können,sollten die europäischen Lagerungspotenziale ebenfallsbetrachtet werden. Auch hier befinden sich die größtenKapazitäten in erschöpften Gasfeldern und Aquiferen.Der Hauptteil der Reservoire liegt im Norden Europas(Hendriks et al. 2003b).


A b b i l d u n g 10

Publizierte Schätzungen der Lagerkapazität

Quelle: MIT 2007a, S. 46

Ta b e l l e 1

Schätzungen von CO2-Lagerungskapazitäten

Quelle: Ecofys 2007, S. 12

LagerungsoptionKapazität (in Mrd. t CO2)

global Europa Deutschland

erschöpfte Gasfelder675–900

31–163 3

erschöpfte Ölfelder/EOR 4–65 0,1

Aquifere 1 000–10 000 1–47 12–28

nichterschließbare Kohle-flöze/ECBM 3–200 0–10 0,4–1,7

Quelle IPCC 2005 Hendriks et al. 2004 Christensen et al. 2004

Welt 100–200.00 GT

Europa 1–2.449 GT

USA 2–3.747 GT

Kanada 2–4.000 GT

Australien 2–744 GT

Japan 0–80 GT

10 100 1.000 10.000 100.000Gigatonnen CO2

publ

izie

rte

Schä

tzun

gen


Ein riesiges Lagerungspotenzial in Form von Aquiferenexistiert vor der Küste von Norwegen (z. B. die UtsiraFormation: Kapazität etwa 350 Mrd. t CO2) (Holloway/Lindeberg 2004), und wird auch im britischen und däni-schen Teil der Nordsee vermutet (Christensen/Larsen2004, S. 13). In den Niederlanden und Belgien kommenvor allem entleerte Gasfelder und evtl. auch Kohlelager-stätten in Betracht.

1.2 Restriktionen, Nutzungskonkurrenzen

Ob das oben beschriebene Potenzial für die CO2-Lage-rung wirtschaftlich erschließbar ist und tatsächlich ge-nutzt werden kann, hängt von einer Reihe geologischerDetails, ökonomischer, rechtlicher und politischer Rah-menbedingungen sowie der gesellschaftlichen Akzeptanzab. Es ist zu erwarten, dass die wirklich nutzbaren Kapa-zitäten wesentlich geringer ausfallen werden, als in denSchätzungen des theoretischen Potenzials dargestellt.

Geologische Restriktionen

Bei einem Aquifer lässt sich zwar aus der Abschätzungder Porosität (Durchlässigkeit) des Gesteins und der Aus-dehnung und Mächtigkeit der Formation berechnen, wel-che CO2-Menge theoretisch speicherbar wäre. Für eine

genauere Bestimmung der Kapazität und der Eignung zurdauerhaften Lagerung von CO2 sind jedoch individuelleUntersuchungen einzelner Aquifere notwendig (Hendrikset al. 2003a).9 Neben der Dichtheit des Deckgesteins – essollte möglichst frei von Störungszonen sein – und der er-forderlichen hohen Porosität der Speicherformation sindauch geochemische Eigenschaften der Speicherformationund des Deckgesteins von enormer Bedeutung, um uner-wünschte Reaktionen des CO2 mit den vorliegenden Mi-neralien ausschließen zu können. Für diese detailliertenUntersuchungen müssen in der Regel Erkundungsbohrun-gen niedergebracht werden, die aufwendig und kostspie-lig sein können.

Ökonomische Restriktionen

Da CO2-Quellen (d. h. Kraftwerke mit CO2-Abschei-dung) und -Speicher parallel und aufeinander abgestimmt

9 Ein Beispiel geben Holloway/Lindeberg (2004) für die Utsira Forma-tion: Das gesamte Porenvolumen wird mit 600 Mrd. m3 angegeben.In einer für die CO2-Speicherung geeigneten Tiefe von > 700 m sindes 470 Mrd. m3. Verlangt man die Speicherung in Fallenstrukturen,so sinkt die Kapazität auf 3,98 Mrd. m3, von denen 1,48 Mrd. m3 als„zugänglich“ bezeichnet werden; das sind nur etwa 3 Promille derGesamtkapazität.


Lage von Erdgas- bzw. Erdöllagerstätten und CO2-Quellen in Deutschland

Quelle: eigene Darstellung mit Daten aus FhG-ISI/BGR 2006

Ölfelder, Mio t CO29

10–36

0–2020–6060–180

180–410

0–0,50,5–1,51,5–3,13,1–7

7–16

Gasfelder, Mio t CO2

Mio t CO2/Jahr


verfügbar sein müssten, bestehen zeitliche bzw. regionaleRestriktionen, die die Standortwahl und damit die Er-schließung der Speicherpotenziale erschweren. Die Lage-rungsstätten sollten möglichst nahe an den Quellen derCO2-Emissionen liegen, damit die Transportkosten be-grenzt werden können. Jede mögliche Speicherstrukturmuss hinreichend groß sein, damit sich ihre Erschließunglohnt. So könnte im ungünstigsten Fall ein großes Ge-samtpotenzial aus sehr vielen sehr kleinen Speicherstruk-turen bestehen und wäre damit für eine ökonomische Nut-zung uninteressant.

Rechtliche Restriktionen

Damit die zitierten Potenziale erschlossen werden kön-nen, muss zunächst ein rechtlicher Rahmen geschaffenwerden, der die Ablagerung von CO2 in geologische For-mationen überhaupt gestattet. Abhängig von diesen Rege-lungen, kann das zur Verfügung stehende Potenzial mehroder weniger stark eingeschränkt sein.

Nutzungskonkurrenzen

Das Formationswasser von Aquiferen ist wegen des ho-hen Salzgehaltes für menschliche Nutzung als Trinkwas-ser oder zur Bewässerung nicht geeignet. Allerdings be-sitzen die für CO2-Lagerung prädestinierten geologischenFormationen Eigenschaften, die sie auch für andere Nut-zungsformen attraktiv machen. Das sind vor allem dieZwischenspeicherung von Erdgas sowie die tiefe Geo-thermie. Hier bestehen potenzielle Nutzungskonflikte.

Mit dem gegenwärtig in Deutschland zunehmendenVerbrauch an Erdgas steigt auch der Bedarf an Erdgas-speichern, um saisonale Schwankungen der Nachfrageausgleichen zu können. Es könnte daher regional – bei-spielsweise im Einzugsbereich der geplanten Ostseepipe-line von Russland nach Deutschland – zu Nutzungskon-flikten kommen.

Aquifere in einer Tiefe von etwa 1 000 m und mehr füh-ren Heißwasser mit Temperaturen über 100 °C, das füreine energetische Nutzung (Wärme und Strom) in Be-tracht kommt (TAB 2003). In welchem Ausmaß hier einNutzungskonflikt CCS/Geothermie zu erwarten ist, ist al-lerdings zurzeit noch unklar, da sowohl der zukünftigeAusbau der Geothermienutzung als auch die Dynamik beiCCS nicht verlässlich prognostiziert werden können.

Diesem potenziellen Konflikt wurde in der Literatur bis-her kaum Beachtung geschenkt. Die wenigen vorhande-nen Veröffentlichungen kommen zu sich widersprechen-den Ergebnissen. So werden in Kühn/Clauser (2006)mögliche Synergien der geothermischen Energiegewin-nung mit der mineralischen Fixierung von CO2 diskutiert,wohingegen Christensen/Holloway (2004, S. 11) zu demSchluss kommen, dass der weitaus größte Teil des inji-zierten CO2 wieder an die Oberfläche gefördert undgleichzeitig wegen des aggressiven CO2-Wasser-Gemi-sches die Integrität der Bohrungen riskiert werden. Einige

Experten sind der Ansicht, dass der Nutzungskonfliktdurch eine räumliche Entzerrung zu entschärfen ist. CO2-Sequestrierung würde demnach in kuppelartig aufge-wölbten Sedimentstrukturen betrieben, Geothermienut-zung in strukturellen Tälern (AUNR 2007). Huenges(2007) weist dagegen darauf hin, dass eine Beschränkungdes Nutzungsbereichs von CCS auf Kuppeln aus physika-lischen Gründen nicht gewährleistet werden kann.

1.3 Forschungsbedarf

Es besteht ein erheblicher Forschungsbedarf, um dieSchätzungen von Lagerungspotenzialen – besonders inAquiferen – verlässlicher zu gestalten (FhG-ISI/BGR2006, S. 130). Zur Gewinnung von genaueren Daten sinddetaillierte Untersuchungen an individuellen Formationenunabdingbar. Ansätze hierzu gibt es derzeit in einigenForschungsprojekten (z. B. im Projekt GESTCO). DieseBemühungen müssten aber noch deutlich intensiviertwerden.

Im Bereich der möglichen Nutzungskonkurrenzen bestehtein dringender Forschungsbedarf, der – möglichst bevorvollendete Tatsachen geschaffen worden sind – angegan-gen werden sollte. Hierzu gehört auch die Frage, wie Nut-zungskonflikte aufzulösen wären (z. B. Vorrangregelun-gen).

2. Risiken, Umweltauswirkungen

Entlang der gesamten CCS-Prozesskette besteht die Mög-lichkeit, dass CO2 entweicht. Generell sollte zwischen lo-kalen Umweltrisiken und den Risiken für das Klima un-terschieden werden (Tabelle 2). Lokale Risiken betreffendie Auswirkungen auf Mensch, Tier und Umwelt. In ge-ringen Konzentrationen ist CO2 unschädlich, es ist zu ca.0,04 Prozent in der Luft enthalten und essenziell für diepflanzliche Photosynthese. In höheren Konzentrationenkann es jedoch schädliche Auswirkungen haben (WD2006, S. 30). Da CO2 schwerer ist als Luft, kann es sichim Falle von Austritten am Boden, z. B. in Senken, sam-meln und eine Erstickungsgefahr für Lebewesen darstel-len (ab einer Konzentration von 10 Vol.-Prozent).

Weitere potenzielle lokale Auswirkungen von CO2-Aus-tritten sind die Versauerung von Trinkwasservorkommenund negative Einwirkungen auf Flora und Fauna. Da beieinem schlagartigen Austritt großer Mengen CO2 die Ge-fährdung im schlimmsten Fall lebensbedrohlich seinkönnte, sollte dieses Szenario so weit wie irgend möglichausgeschlossen werden können. Es spricht hier z. B. eini-ges dafür, auf eine CO2-Lagerung in Erdbebengebieten zuverzichten (UBA 2006a, S. 58).

Bei der zweiten Risikokategorie „Klima“ ist es von gerin-gerer Bedeutung, ob die Leckage schlagartig oder gradu-ell erfolgt, entscheidend ist vielmehr die Menge CO2, dieklimawirksam an die Atmosphäre abgegeben wird. Be-reits geringe Leckageraten könnten die Erreichung zu-künftiger Klimaziele gefährden.


Speichersicherheit

Im Allgemeinen wird das Risiko der technischen Anlagenals klein (Pipelines), bzw. mit den üblichen technischenMaßnahmen und Kontrollen handhabbar (Kompressorsta-tionen, Anlagen zur CO2-Abscheidung und Injektion)eingeschätzt (Vendrig et al. 2003). Daher konzentrierensich die meisten Studien, die sich mit den Risiken derCCS-Technologie beschäftigen, auf die Auswirkungen ei-nes Austritts von CO2 aus den geologischen Speicherfor-mationen.

In einer Gesamteinschätzung zur Sicherheit geologischerSpeicherformationen hat das Intergovernmental Panel onClimate Change (IPCC) folgendes Statement abgegeben:„Observations from engineered and natural analogues aswell as models suggest that the fraction retained in appro-priately selected and managed geological reservoirs isvery likely to exceed 99 % over 100 years and is likely toexceed 99 % over 1 000 years10.“ (IPCC 2005, S. 14)

Welche Verweilzeit im geologischen Reservoir für dasCO2 mindestens gefordert werden muss, damit CCS einenpositiven Beitrag zur Minderung von Treibhausgasen inder Atmosphäre erbringen kann, ist umstritten. Diskutiertwerden meist Zeiträume von 1 000 bis 10 000 Jahren,d. h. eine maximale Leckage von 0,1 Prozent bzw.0,01 Prozent der injizierten Menge jährlich. In Deutsch-land plädieren sowohl das Umweltbundesamt (UBA2006a, S. 68) als auch der Wissenschaftliche Beirat derBundesregierung Globale Umweltveränderungen (WBGU2006, S. 82) für eine Rückhaltezeit von mindestens10 000 Jahren. Der WBGU weist darüber hinaus daraufhin, dass die zur Einhaltung des 2 °C-Ziels maximal nocherlaubten CO2-Emissionen schon bei einer Leckageratevon 0,1 Prozent langfristig vollständig durch Emissionenaus geologischen Speichern verursacht werden könnten.

Die wichtigsten Prozesse, die die Sicherheit und Dauer-haftigkeit der CO2-Lagerung beeinträchtigen könnten,

sind nach heutigem Kenntnisstand (Christensen/Holloway 2004; Holloway/Lindeberg 2004):

Geochemische Prozesse: Reaktionen des CO2-Wasser-Gemisches mit dem Deckgestein oder der Speichermatrix– vor allem Auflösung von Karbonaten durch die Kohlen-säure – können die geologischen Formationen schwächen(bis hin zu ihrem Kollaps) und zur Bildung von Rissenund damit zur Öffnung von Leckagepfaden führen.

Druckinduzierte Prozesse: Das CO2 muss unter einem be-stimmten Überdruck in die Formation eingepresst wer-den. Dieser Druck kann bestehende kleinere Risse imDeckgestein aufweiten (sog. Hydrofracturing, ein Verfah-ren, das in der Erdöl-/Erdgastechnik und der Geothermie(TAB 2003, S. 63 ff.) genutzt wird) und mikroseismischeEreignisse auslösen, die die Dichtheit des Reservoirs be-einträchtigen könnten.

Leckage durch bestehende Bohrungen: Bohrungen könn-ten für das injizierte CO2 einen direkten Weg zurück andie Erdoberfläche eröffnen. Dies ist vor allem in Erdgas-/Erdöllagerstätten von Bedeutung und stellt hier dasgrößte Leckagerisiko dar. Nicht immer sind alle aufgege-benen alten Bohrungen in einem Feld bekannt.11 Selbstwenn diese nach den anerkannten Regeln der Technikversiegelt wurden, könnten die verwendeten Materialien(v. a. Stahl und Portlandzement) eine ungenügende CO2-bzw. Säurebeständigkeit aufweisen (Lempp 2006).

Weitere offene Punkte: Selbst bei sorgfältiger Erkundungund verantwortlicher Auswahl von Lagerstätten könntenunentdeckte Migrationspfade im Deckgestein existieren.Außerdem wird ein Teil des Formationswassers vom ein-gepressten CO2 verdrängt und muss seitlich ausweichen.Diese laterale Ausbreitung kann unter Umständen vieleQuadratkilometer betragen. Die damit verbundenen Vor-gänge sind derzeit noch nicht ausreichend wissenschaft-lich untersucht und verstanden. Hier besteht akuter For-schungsbedarf.

10 „Very likely“ bezeichnet dabei eine Wahrscheinlichkeit von 90 bis99 Prozent, „likely“ von 66 bis 90 Prozent.

11 Beispielsweise wurden im Alberta Becken im westlichen Kanadamehr als 350 000 Bohrungen niedergebracht (IPCC 2005, S. 244).

Ta b e l l e 2

Typisierung von Risiken bei der CO2-Speicherung

Quelle: UBA 2006a, S. 58

Art des Risikos lokales Risiko für Mensch, Tier und Umwelt globales Risiko für das Klima

spontanter Austritt von CO2 („Unfall“)

kurzfristige, vorübergehende, massive Einwirkung, im schlimmsten Fall lebensbedrohlich

Freisetzung der abgeschiedenen CO2-Mengen

langsame, graduelle Leckage aus dem Speicher

chronische und schleichende Bedrohung von Grundwasser, Flora und Fauna im Boden, eventuelle Gefahr für Menschen an Punktquellen

Freisetzung der abgeschiedenen CO2-Mengen


Globale Aussagen zur Sicherheit bestimmter Speicherty-pen sind nur begrenzt sinnvoll und reichen zur konkretenStandortentscheidung einer Verpressung von CO2 beiWeitem nicht aus. Hierfür muss jedes infragekommendeReservoir individuell auf seine spezifischen Gegebenhei-ten hin untersucht werden. Für die Einschätzung von Ri-sikoprofilen geologischer Reservoire müssen daher drin-gend weitere Studien und Feldversuche durchgeführtwerden.

Überwachung/Monitoring

Die Speichersicherheit geologischer Reservoire ist nichtnur eine Frage ihrer geophysikalischen und -chemischenEigenschaften, sondern auch entscheidend davon abhän-gig, dass durch geeignete Regulierung und kontinuierli-ches Monitoring ein ausreichender Kenntnisstand ge-währleistet ist, um die Speicherrisiken zu minimieren(Vendrig et al. 2003, S. vi.). Monitoring soll einerseits ve-rifizieren, dass keine Lecks im Speicher auftreten und an-dererseits eine Basis für Voraussagen über das zukünftigelangfristige Verhalten des Speichers und seines Inhaltsherstellen.

Das Thema Monitoring ist eng verknüpft mit Haftungsfra-gen in Bezug auf potenzielle Leckagen, mit der gesellschaft-lichen Akzeptanz von CCS sowie mit Regulierungsfragen.Wenn beispielsweise CCS als Emissionsminderung imRahmen des Kyoto-Protokolls anerkannt werden soll, somuss ein verlässliches Monitoringsystem etabliert sein,mit dem der Verbleib der abgelagerten CO2-Mengenquantitativ und verifizierbar bilanziert werden kann.

Diverse Technologien aus der Öl- und Gasförderung kön-nen für die Überwachung des CO2 im Untergrund an-gepasst und genutzt werden (Pearce et al. 2005). Weit-verbreitet und relativ aussagekräftig sind v. a. seismischeMethoden (Abbildung 12), aber auch akustische (z. B. So-nar) und elektrische Messungen sind prinzipiell geeignet.

Diese Messverfahren sollen im Zusammenspiel mit nume-rischen Simulationen darüber Aufschluss geben, ob sichdie Speicherformation und die Migration des CO2 den Er-wartungen entsprechend verhalten. Weniger Erfahrungexistiert bei der Überwachung von Leckagen in die Atmos-phäre. Möglich sind hier vor allem Infrarotmessungen(evtl. auch als Fernüberwachung in Verbindung mit Flug-zeugen oder Satelliten) sowie unter anderem grundwasser-und bodenchemische Analysen aber auch die Beobachtungvon Ökosystemen (IPCC 2005, S. 234 ff.).

Trotz seiner eminenten Bedeutung ist das Thema Monito-ring in der Literatur zu CO2-Abscheidung und -Lagerungunterrepräsentiert. Zu klären ist z. B. wie lange ein Moni-toring der CO2-Speicher stattfinden muss und wer esdurchführt. Ebenfalls muss definiert (und ggf. internatio-nal abgestimmt) werden, welche Monitoringprozedurenim Rahmen von Genehmigungsverfahren verlangt bzw.akzeptiert werden.

Die Zeiträume geologischer Lagerung gehen weit überdie Lebensdauer der meisten Institutionen hinaus, was esschwierig macht, Monitoring und Haftung für eventuelleEmissionen über einen solchen Zeitraum zu gewährleis-

ten. Es wurde vorgeschlagen, dass die jeweiligen Regie-rungen das Monitoring nach Ende der aktiven Phase desProjekts übernehmen, solange alle gesetzlichen Bestim-mungen während der Betriebsphase erfüllt wurden (IPCC2005, S. 241). Ein weiterer Vorschlag ist, das Monitoringnach dem Nachweis, dass das CO2 sich nicht mehr weiterausbreitet, zu beenden (Benson et al. 2004; Chow et al.2003) oder sogar das Monitoring in der Regel nach demVerschluss der Injektionsbohrungen (50 bis 100 Jahre nachBeginn des Projekts) einzustellen (Pearce et al. 2005).


Beispiel für Monitoring: Sleipner-Projekt

IP: Ort der CO2-InjektionVertikale Querschnitte durch die sich ausbreitende CO2-Fahne (dunkleStellen): vor der Injektion 1994, sowie 1999, 2001 und 2002. Die Bilderwurden mittels seismischer Messungen generiert. Die Höhe der CO2-Fahne beträgt etwa 250 m, die laterale Ausdehnung ca. 2 km (in 2002). Quelle: www.bgs.ac.uk/science/CO2/Sleipner_figs_03.html, reprodu-ziert mit der Erlaubnis des British Geological Survey© NERC, alleRechte vorbehalten

Im Fall des Übergangs der Verantwortung auf Staatenbleibt offen, ob Monitoring und dessen Kontrolle lang-fristig gesichert werden können und wer die Kosten dafürübernimmt. Vor allem die Kostenübernahme muss vordem Hintergrund der intergenerationellen Gerechtigkeitdiskutiert werden.

Verunreinigungen des CO2

Ein weiterer, oft nur oberflächlich thematisierter, Aspektzu den Umweltauswirkungen bezieht sich auf die mögli-

Top Utsira Sand

Base Utsira Sand

IP

1994 1999

2001 2002


chen Unreinheiten des zu speichernden CO2 (IPCC 2005,S. 141 f.). In aus Kraftwerks- und Industrieprozessen ab-geschiedenem Gas können neben CO2 auch Stickoxide(NOx), Schwefelverbindungen (SOx, H2S), Wasserstoff(H2), Kohlenmonoxid (CO), Methan (CH4) sowie die na-türlichen Luftbestandteile enthalten sein. Trotz ihresgeringen Prozentualen Anteils würden die genanntenRückstände aufgrund der großen Speichermengen in er-heblichem Ausmaß zur Lagerung gelangen.

Forschungsbedarf besteht sowohl in Bezug auf Wechsel-wirkungen von verunreinigtem CO2 mit der technischenInfrastruktur (Werkstoffprobleme, Korrosion etc.) alsauch im Hinblick auf Probleme bei der Lagerung (Beein-trächtigung von Bohrverschlüssen, Auswirkungen aufSpeichervermögen, Injektionsrate etc.). Darüber hinaussollte verhindert werden, dass ungeplante Austritte zuschädlichen Auswirkungen auf Ökosysteme führen (UBA2006a, S. 59).

Auslösung von Erdbeben

Eine vor allem in der Öffentlichkeit oft gestellte Frage ist,ob durch die Verpressung von CO2 in den UntergrundErdbeben verursacht werden können. Es ist bekannt, dassErdbeben im Zusammenhang mit der Erdgas-/Erdölförde-rung, dem Kohlebergbau sowie Geothermieprojekten auf-treten (Bojanowski 2007; SED 2006; Töneböhn 2007).So sind beispielsweise Mitte der 1970er Jahre in Usbekis-tan mehrere sehr starke Beben (Magnitude 7 auf derRichterskala) aufgetreten, die der Erdgasförderung zuge-schrieben wurden. Auch in Deutschland und in Nachbar-ländern sind in jüngster Zeit Erdbeben in Erdgasförderge-bieten registriert worden, so z. B. 2004 ein Beben derMagnitude 4,5 in Rotenburg (Lüneburger Heide) und beiGroningen (Niederlande) in den Jahren 2003 und 2006zwei leichtere Beben (Magnitude 3 bzw. 2,4). Da dieseRegionen zuvor seismisch unauffällig waren, liegt derSchluss nahe, dass die Erdgasförderung für diese Bebenverantwortlich zu machen ist, obwohl eine natürliche Ur-sache wissenschaftlich nicht vollständig ausgeschlossenwerden kann.

Die CO2-Injektion in den Untergrund im industriellenMaßstab ist mit großen Volumenverlagerungen verbun-den und führt zu Veränderungen des Drucks in dengeologischen Formationen, die mit den aus der Erdgas-/Erdölförderung bekannten Prozessen vergleichbar sind.Andererseits lassen die (begrenzten) Erfahrungen mit derInjektion von Fluiden in tiefe Gesteinsformationen (z. B.EOR, Abwasser- und Gefahrstoffverklappung) vermu-ten, dass das seismische Risiko nicht sehr ausgeprägt ist.Durch sorgfältige Auswahl der Speicherstandorte undVorschriften, die strikte Obergrenzen für den bei der CO2-Injektion maximal erlaubten Druck, bzw. das erlaubte Vo-lumen, festschreiben, könnten diese Risiken eingegrenztwerden (IPCC 2005, S. 249 f.).

Der gegenwärtige Wissensstand hierzu ist jedoch beiWeitem noch nicht ausreichend, um beispielsweise quan-titative Aussagen zur CCS-induzierten Erdbebenwahr-scheinlichkeit zu machen. Hier besteht akuter For-schungsbedarf.

Sonstige Auswirkungen auf die Umwelt

In Bezug auf Umweltauswirkungen durch CCS sind da-rüber hinaus auch der erhöhte Einsatz von Brennstoffenund anderen Materialien sowie die Nutzung von Transport-infrastrukturen (z. B. Nutzung und Bau von Pipelines) undderen ökologische Auswirkungen zu berücksichtigen.Erste ökobilanzielle Betrachtungen der gesamten Pro-zesskette sind vor Kurzem erschienen (Pehnt/Henkel2007; WI/DLR/ZSW/PIK 2007). Hier besteht aber weiterForschungsbedarf.

3. Kosten, Wettbewerbsfähigkeit

Die Kosten der CO2-Abscheidung und -Lagerung setzensich aus den Kosten der einzelnen Prozessschritte (Ab-scheidung, Gaskonditionierung, Transport und Lagerung)zusammen. Zusätzlich muss der durch die CO2-Abschei-dung verursachte Wirkungsgradverlust der Kraftwerkeund der damit einhergehende erhöhte Verbrauch an Pri-märenergieträgern berücksichtigt werden. Für eine Ein-schätzung der Wettbewerbsfähigkeit von CCS mit ande-ren Optionen der Stromerzeugung sind vor allem dieStromgestehungskosten und CO2-Vermeidungskosten re-levant. Eine Fülle an Literatur beschäftigt sich mit denKosten von CCS. Eine detaillierte Übersicht über ver-schiedene Kostenschätzungen bietet z. B. IPCC (2005).

3.1 CO2-Abscheidung

Es besteht breiter Konsens darüber, dass die Aufwendun-gen für die CO2-Abscheidung den dominanten Kosten-faktor darstellen. Da die meisten Abscheidetechnikennoch nicht in kommerziellem Maßstab erprobt sind, ba-sieren diese Kostenschätzungen auf Studien zu hypotheti-schen Anlagen (IPCC 2005, S. 149) und sind daher mitgewissen Unsicherheiten behaftet. Hendriks et al. (2004,S. 32) beziffern diese Unsicherheit mit ±30 Prozent.

Tabelle 3 zeigt typische Berechnungen für Kraftwerksty-pen mit Pre- bzw. Post-Combustion-Technologie12. DieStromgestehungskosten für IGCC-Kohlekraftwerke so-wie Erdgas GuD/Post-Combustion-Anlagen erhöhen sichdurch die CO2-Abscheidung also um etwa ein Drittel, fürKohlekraftwerke mit Post-Combustion-Abscheidung umca. 50 Prozent. Diese Ergebnisse befinden sich in relativguter Übereinstimmung mit den Resultaten aus zwei ak-tuellen Studien (Tabelle 4). Lediglich für die Post-Com-bustion-Abscheidung bei Kohlekraftwerken wird in MIT(2007a) ein deutlich höherer Wert von 60 bis 75 Prozentausgewiesen13.

Für die CO2-Abscheidungskosten (bezogen auf die Mengevermiedenes CO2) ergeben sich zwischen 26 Euro/t und37 Euro/t (verglichen mit einem Kraftwerk desselbenTyps ohne Abscheidung). Die genannten Werte befindensich im Mittelfeld einschlägiger Publikationen (Audus

12 Oxyfuel-Kraftwerke wurden in den zitierten Vergleichsstudien nichtbetrachtet.

13 Basierend auf einer quantitativen vergleichenden Analyse von siebenKraftwerksdesign- und Kraftwerkskostenstudien.


2006; IPCC 2005; OECD/IEA 2004a; WI/DLR/ZSW/PIK 2007; Williams 2002).

Die Angaben beziehen sich durchweg auf neu zu bauendeKraftwerke. Die Kosten der Nachrüstung bestehenderKraftwerke mit CO2-Abscheidungsanlagen sind bislangkaum untersucht worden. Die wenigen verfügbaren Stu-dien deuten darauf hin, dass die Kosten sehr fallspezifischsind, in der Tendenz aber deutlich höher ausfallen als

beim Neubau. Hier besteht noch ein substanzieller For-schungsbedarf (IPCC 2005, S. 170).

Die Kosten für die Abscheidung von CO2 aus Industrie-prozessen liegen in ähnlicher Größenordnung wie beiKraftwerken. Ausnahmen sind solche Prozesse, bei denenCO2 ohnehin in fast reiner Form anfällt (z. B. Ammoniak-und Wasserstoffproduktion). Dort sind die Kosten derCO2-Abscheidung um ein Vielfaches niedriger (Tabelle 5).

Ta b e l l e 3

Kosten der CO2-Abscheidung bei Kraftwerken

IGCC: Integrated Gasification Combined Cycle; GuD: Gas- und Dampfkombiprozess; PC: Pulverized CoalQuelle: übersetzter Auszug aus Hendriks et al. 2004, S. 5

Ta b e l l e 4

Kosten der Abscheidung bei Kraftwerken

Quelle: eigene Zusammenstellung

Abscheidetechnik Pre-Combustion Post-Combustion

Art des Kraftwerks Kohle (IGCC)

Erdgas (GuD)

Kohle (PC)

ohne Abscheidung

Wirkungsgrad (%) 47,0 58,0 42,0

Stromgestehungskosten (ct/kWh) 4,8 3,1 4,0

mit Abscheidung

Wirkungsgrad (%) 42,2 52,0 33,7

Wirkungsgradeinbußen (%-Pkt.) 4,8 6,0 8,3

Stromgestehungskosten (ct/kWh) 6,4 4,1 6,0

Mehrkosten der Abscheidung (ct/kWh) 1,6 1,0 2,0

Anstieg Gestehungskosten (%) 33,3 32,3 50,0

vermiedenes CO2 (%) 88,0 85,0 85,0

Vermeidungskosten (Euro/t CO2) 26,0 37,0 29,0

Abscheidetechnik Pre-Combustion Post-Combustion

Art des Kraftwerks Kohle (IGCC)

Erdgas (GuD)

Kohle (PC)

Veröffentlichung Anstieg Gestehungskosten (%)

Hendriks et al. 2004 33,3 32,3 50,0

Strömberg 2006 – 35,0 46,0

MIT 2007a 30,0 – 60–75


Ta b e l l e 5

Kosten der CO2-Abscheidung in industriellen Prozessen

Quelle: Hendriks et al. 2004, S. 5

Neue und verbesserte CO2-Abscheidetechnologien inVerbindung mit fortschrittlichem Kraftwerks- bzw. Pro-zessdesign versprechen zukünftig Kostensenkungen. An-nahmen über technische Fortschritte unterschiedlicherCO2-Abscheidetechniken basieren im Allgemeinen aufErfahrungswerten bei ähnlichen Technologien (z. B. Ent-schwefelungsanlagen). Eine Studie zu Lerneffekten beiAbscheidungstechniken für Schwefeldioxid (SO2) undStickstoffoxide (NOx) in den USA ergab eine Kapitalkos-tenreduktion von 12 Prozent pro Verdoppelung der welt-weit installierten Kapazität (Rubin et al. 2004). Aufgrundihrer technischen Ähnlichkeit werden manchmal ver-gleichbare Kostendegressionen bei der CO2-Abscheidungangenommen.

Es ist allerdings unbestritten, dass Lernkurven nicht un-eingeschränkt auf andere Technologien übertragbar undKostenschätzungen für Technologien in einem frühenEntwicklungsstadium oft unzuverlässig und zu optimis-tisch sind. Erfahrungen haben gezeigt, dass Kosten wäh-rend der Entwicklungsphase meist ansteigen und erstnach der Realisierung von einer oder mehreren kommer-ziellen Anlagen zu sinken beginnen. Daher sollten Kos-tenangaben für die unterschiedlichen CO2-Abscheidungs-techniken im Kontext ihrer jetzigen Entwicklungsphasegesehen werden (IPCC 2005, S. 163).

3.2 CO2-Transport

Die häufigste und meist auch wirtschaftlichste Form CO2zu transportieren ist der Pipelinetransport. Bei sehr gro-ßen Distanzen kann der Transport per Schiff ökonomischsinnvoll sein (IPCC 2005, S. 344).14

3.2.1 PipelinetransportDie wichtigsten Kostenelemente bei Pipelines sind Mate-rialkosten, Baukosten, Betriebs- und Instandhaltungskos-ten sowie Energiekosten für die Kompression (Hendrikset al. 2003b). Die Kosten hängen von der zu trans-portierenden Menge und von der Transportentfernung ab.Für einen typischen Transportfall (Entfernung 250 km,5 Mio t CO2/Jahr, einfaches Terrain) werden Kosten vonetwa 2 US-Dollar/t CO2 (2002) angegeben. Die Spann-breite liegt bei 1 bis 8 US-Dollar/t (2002) (IPCC 2005,S. 345; VGB 2004, S. 100 ff.).

Die Kosten können abhängig von den geografischen Ge-gebenheiten stark variieren: Querungen (z. B. Straßen,Wasserwege) können zu Kostensteigerungen von 40 Pro-zent führen, bergiges Gelände von 80 Prozent, urbaneRäume gar bis zu einem Faktor 10 (FhG-ISI/BGR 2006,S. 75). Offshorepipelines sind etwa 40 bis 70 Prozent teu-rer als vergleichbare Pipelines an Land (IPCC 2005,S. 344).

Weiterhin ist zu beachten, dass die geschätzten Transport-kosten sich meist auf eine vollständige Infrastruktur in-klusive der damit einhergehenden Skaleneffekte bezie-hen. In der Praxis wird die Transportinfrastruktur jedochsukzessive aufgebaut, sodass anfänglich mit einem gerin-geren Auslastungsgrad und höheren Kosten zu rechnen ist(Linßen et al. 2006, S. 56).

Da der Pipelinebau als reife Technologie betrachtet wer-den kann, sind zukünftige Kostensenkungen durch tech-nologischen Fortschritt nur in geringem Umfang zu er-warten (IPCC 2005, S. 344).

Im Bezug auf den Aufbau der Transportinfrastrukturmüssen Vorteile und Nachteile des Baus von projektspe-zifischen Pipelines gegen den Aufbau eines CO2-Pipe-linenetzwerks abgewogen werden. Bei einer großskaligenUmsetzung von CCS wird die notwendige CO2-Transport-infrastruktur wahrscheinlich aus einem Zusammenschlussmehrerer koordinierter Netzwerke bestehen (VGB 2004,S. 104 f.). Der Aufbau einer nennenswerten Transport-infrastruktur ist jedoch nur bei klaren politischen Signa-len sowie langfristiger Planungssicherheit zu erwarten(Hendriks et al. 2003b, S. 23).

3.2.2 SchiffstransportZu Kostenschätzungen für den Schiffstransport gibt eswesentlich weniger Untersuchungen, die zudem teilweisestark divergieren. Grund dafür ist, dass ein Schiffstrans-portsystem in der Größenordnung, die für CO2-Abschei-dung und -Lagerung notwendig wäre, bisher nicht exis-tiert und daher Annahmen getroffen werden müssen, diezu einer größeren Streuung der Resultate führen können.

Die Kosten für den Schiffstransport setzen sich aus ver-schiedenen Elementen zusammen: u. a. Kosten für dasSchiff, Belade- und Entladeinfrastruktur, Zwischenlage-rung, Hafengebühren, Energiekosten für Kühlung/Ver-flüssigung und Personalkosten.

Für die Kosten der gesamten Behandlungs- und Trans-portkette (inkl. Kompression und Kühlung) werden

Anlage Euro/t CO2

Zement 28

Eisen und Stahl 29

Ammoniak (Rauchgas) 36

Ammoniak (reines CO2) 3

Raffinerie 29–42

Wasserstoff (Rauchgas) 36

Wasserstoff (reines CO2) 3

Petrochemie 32–36

14 Die IEA hat angekündigt, Anfang 2008 ein Softwaretool zur Berech-nung von Transportkosten zur Verfügung zu stellen. Weitere Detailsunter www.co2captureandstorage. info/co2costcalcu lator/co2transmission.htm.


beispielsweise in IPCC (2005) etwa 8 US-Dollar/t CO2angegeben, bei einer Transportentfernung von 200 bis300 km.

Beim Transport von CO2 über sehr lange Distanzen (abca. 1 000 km) kann das Schiff kostengünstiger sein als derTransport per Pipeline. Schiffe sind auch wesentlich fle-xibler einsetzbar als Pipelines.

3.3 CO2-LagerungBohrungs-, Infrastruktur- und Betriebskosten sind diewichtigsten Kostenbestandteile der CO2-Lagerung. Dadie Kosten der Lagerung sehr von den Gegebenheiten(Tiefe, Reservoirdicke, Permeabilität, vorhandene Infra-struktur etc.) jedes einzelnen Reservoirs abhängen, wei-sen Kostenschätzungen eine relativ große Bandbreite auf(zwischen 0,2 und 30,2 US-Dollar/t CO2 für Aquifere so-wie 0,5 und 12,2 US-Dollar/t CO2 für entleerte Öl- undGasfelder) (IPCC 2005, S. 259 f.). Generell ist die Off-shorelagerung teurer als die Lagerung an Land.

Tabelle 6 gibt eine Übersicht über die von Hendriks et al.(2004) geschätzten Kosten in Abhängigkeit der Speicher-tiefe und der Art des Reservoirs. Danach ist die Lagerungin Aquiferen etwas teurer als die Lagerung in leeren Erd-gas- oder Ölfeldern. Die Speicherkosten steigen mit zu-nehmender Speichertiefe an. Auch die Anzahl der erfor-derlichen Bohrungen ist ein wichtiger Kostenfaktor. Siehängt u. a. von der Aufnahmefähigkeit des Reservoirsund anderer Reservoireigenschaften ab (z. B. der Durch-lässigkeit des Gesteins).

Im Falle von Enhanced Oil Recovery (EOR) können dieEinnahmen aus der gesteigerten Ölproduktion die Kostender CO2-Lagerung teilweise kompensieren bzw. sogar

übertreffen. Die Kostenschätzungen hängen hier von ei-ner ganzen Reihe von Parametern ab, wie z. B. der Pro-duktivität und Tiefe des Reservoirs, der existierenden In-frastruktur und der Effektivität der CO2-Injektion undkönnen signifikant mit den Annahmen über die existie-renden Ölpreise variieren15 (Hendriks et al. 2004, S. 12;IPCC 2005, S. 262). Daher weisen verschiedene Publi-kationen mitunter erhebliche Differenzen auf: Wäh-rend z. B. die Schätzungen von Hendriks et al. (2004)von -10 bis 10 Euro/t CO2 ausgehen, nennt der IPCC(2005) eine Spanne von -92 bis 66,7 US-Dollar/t.

Da Enhanced Coal Bed Methane Recovery (ECBM) undEnhanced Gas Recovery (EGR) von einer kommerziellenVerfügbarkeit noch weit entfernt sind, sind die Kosten-schätzungen mit großen Unsicherheiten behaftet. Zu denParametern, die die Kosten beeinflussen gehören unteranderem der Gaspreis, die Anzahl und Tiefe der Bohrlö-cher wie auch die Effektivität der Speicherung bzw. Me-thangewinnung. Die Spanne der existierenden Kosten-schätzungen reicht von -26,4 bis 31,5 US-Dollar/t CO2(IPCC 2005, S. 263).

Derzeit besteht ein dringender Bedarf zur Aktualisierungder Kostenschätzungen für die CO2-Lagerung. Der Grundhierfür ist, dass sich (aufgrund von aktuellen Entwicklun-gen in der Öl- und Gasindustrie) die Kosten für Bohrun-gen in wenigen Jahren mehr als verdoppelt haben(Huenges 2007). Diese Kostensteigerungen sind in derLiteratur bislang unberücksichtigt geblieben.

15 Die meisten Schätzungen basieren auf eher niedrigen Ölpreisen von15 bis 20 US-Dollar/Barrel. Für höhere Ölpreise liegen momentannoch keine differenzierten Berechnungen vor (IPCC 2005, S. 262).

Ta b e l l e 6

CO2-Speicherkosten in Abhängigkeit von der Speichertiefe

Quelle: übersetzter Auszug aus Hendriks et al. 2004, S. 13

Speicherkosten (Euro/t CO2) bei einer Tiefe von

1 000 m 2 000 m 3 000 m

Aquifer (an Land) 1,8 2,7 5,9

Aquifer (offshore) 4,5 7,3 11,4

Erdgasfeld (an Land) 1,1 1,6 3,6

Erdgasfeld (offshore) 3,6 5,7 7,7

leeres Ölfeld (an Land) 1,1 1,6 3,6

leeres Ölfeld (offshore) 3,6 5,7 7,7


3.4 Kosten für Monitoring, Haftung, Sanierung

Es existieren zurzeit kaum Studien, die sich mit den Kos-ten der langfristigen Überwachung (Monitoring) vonCO2-Speichern beschäftigen. Diese Kosten hängen vorallem von den Eigenschaften des Reservoirs, den einge-setzten Überwachungstechnologien und dem Zeitraum,über den die Überwachung stattfindet, ab. Benson et al.(2005) kalkulieren je nach Umfang der Monitoringstrate-gie Kosten von 0,05 bis 0,085 US-Dollar/t CO2 (für diegesamte Dauer der Überwachung bei einem Diskontie-rungssatz von 10 Prozent) bzw. 0,16 bis 0,30 US-Dollar/tCO2 (ohne Diskontierung). Es wird dabei angenommen,dass die Überwachung während der 30-jährigen Injek-tionsphase stattfindet und für 20 Jahre nach Schließungdes Reservoirs im Falle von EOR sowie 50 Jahre im Fallevon Aquiferlagerung fortgesetzt wird.

Kosten, die im Falle von Leckagen für die Reparatur unddie Sanierung anfallen können, sowie die Kosten für einelangfristige Haftung haben in der Literatur bislang nochkeine Beachtung gefunden (IPCC 2005, S. 263). Auchwenn diese Kostenbestandteile insgesamt einen eher klei-nen Anteil an den Gesamtkosten der Lagerung 1 t CO2ausmachen dürften, sollten sie aufgrund der großen CO2-Mengen und der langen Zeiträume nicht vernachlässigtwerden und in eine langfristige volkswirtschaftliche Be-trachtung einfließen (UBA 2006a, S. 49).

3.5 Gesamtkosten und Wettbewerbsfähigkeit

Nach der Betrachtung der Kosten für die einzelnen Pro-zessschritte von CCS werden im Folgenden die Gesamt-kosten der Option CCS unter Berücksichtigung der ge-samten Prozesskette dargestellt. Hierbei werden sowohldie Stromgestehungskosten als auch die CO2-Vermei-dungskosten diskutiert.

In Abbildung 13 sind die Stromgestehungskosten der dreiVerfahrensvarianten zur CO2-Abscheidung Post-Combus-tion (MEA), Oxyfuel und Pre-Combustion (Selexol) ver-glichen mit einem konventionellen Dampfkraftwerk bzw.einem Kombikraftwerk (IGCC bzw. GuD) dargestellt.Dabei wurde von in den Jahren 2020 bzw. 2030 neu zubauenden Kraftwerken ausgegangen sowie der Pipeline-transport über 200 km und die Lagerung in einem Aquiferin 1 000 m Tiefe angenommen (Linßen et al. 2006, S. 51).

Für die Kohlekraftwerksvarianten mit CCS zeigt sich eineannähernde Verdoppelung der Stromgestehungskosten;für Erdgaskombikraftwerke eine Steigerung um 50 Pro-zent. Aus diesen Ergebnissen lässt sich brennstoffspezi-fisch innerhalb der Kraftwerkstechniken keine eindeutigePräferenz für eine bestimmte Technik (also z. B. Oxyfuelvs. Pre-Combustion) ablesen (Linßen et al. 2006, S. 51).

Die Berechnung der Stromgestehungskosten für die ver-schiedenen Kraftwerksvarianten basiert auf einer Reihe


Stromgestehungskosten verschiedener Kraftwerkstypen ohne und mit CCS

Konv.: konventionelles Referenzkraftwerk, IGCC: Gas- und Dampfkraftwerk mit integrierter Kohlevergasung, MEA: Monoethanolamin, Oxyfuel:Verbrennung in reinem Sauerstoff, Selexol: physikalisches CO2-Abtrennungsverfahren, GuD: Gas- und DampfkraftwerkQuelle: Linßen et al. 2006, S. 51

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von Annahmen über den technologischen Entwicklungs-stand in den Zieljahren 2020 bzw. 2030 (z. B. den elektri-schen Wirkungsgrad der Kraftwerke, den Abscheidegradvon CO2), auf Kostenannahmen (z. B. Investitionen, Be-triebskosten) sowie auf weiteren Parametern, z. B. Zins-sätze, Zahl der Volllastbenutzungsstunden und nicht zu-letzt der zukünftigen Entwicklung der Brennstoffpreise(Kohle, Erdgas). Diese Annahmen sind mit teils erhebli-chen Unsicherheiten verbunden, sodass eine relativ großeBandbreite der Ergebnisse für die Stromgestehungskostenresultiert.

Abbildung 14 zeigt die resultierenden CO2-Vermeidungs-kosten. Sie liegen bei Kohlekraftwerken – unter der An-nahme einer Markteinführung um 2020 – bei etwa 35 bisknapp unter 50 Euro/t CO2, Erdgaskraftwerke liegendeutlich darüber. Zu vergleichbaren Ergebnissen gelan-gen WI/DLR/ZSW/PIK (2007, S. 208 ff.).

Durch Lerneffekte könnten die Vermeidungskosten imJahr 2030 für einige der kohlegefeuerten Varianten nahean bzw. unter 30 Euro/t CO2 sinken. Bei den CO2-Vermei-dungskosten ist es von großer Bedeutung, auf welchesReferenzkraftwerk Bezug genommen wird. Nimmt manz. B. für die Kohlekraftwerke mit CCS als Vergleichsba-sis ein Erdgaskombikraftwerk, so werden wesentlichweniger CO2-Emissionen vermieden und es resultierenerheblich – bis zu einem Faktor 3 – höhere CO2-Vermei-

dungskosten (WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 207). Ausdiesem Grund können die ermittelten CO2-Vermeidungs-kosten auch nicht als Vergleichsbasis für andere CO2-Minderungsmaßnahmen (z. B. im Gebäudesektor oder imVerkehr) herangezogen werden. Hierfür wäre eine gesamt-energiewirtschaftliche Betrachtung im Rahmen von Ener-giesystemmodellen erforderlich (Linßen et al. 2006).

Wettbewerbsfähigkeit

Die CCS-Technologie wird nur dann auf dem Strommarkteingesetzt werden, wenn sie mit anderen Erzeugungs-optionen wettbewerbsfähig ist. Das setzt voraus, dass kli-maschonende Stromerzeugung ökonomisch belohnt wird,bzw. in anderen Worten: dass der Preis für emittiertesCO2, wie er z. B. auf dem europäischen Markt für CO2-Emissionszertifikate (EUA: EU Emission Allowances)gebildet wird, mindestens so hoch ist, dass CCS-Kraft-werke mit fossilen Kraftwerken ohne Abscheidung kon-kurrenzfähig sind. Dies wäre im Lichte der oben genann-ten CO2-Vermeidungskosten von CCS bei einem Preisvon etwa 30 bis 40 Euro/EUA der Fall.16 Vereinzelt wer-den auch geringere Beträge (z. B. 15 Euro) für möglichgehalten (Strömberg 2005).

16 Zum Thema Allokation der Zertifikate und Anreizwirkung siehe Ka-pitel VI.4.2.


CO2-Vermeidungskosten von Kraftwerken mit CCS

Konv.: konventionelles Referenzkraftwerk, IGCC: Gas- und Dampfkraftwerk mit integrierter Kohlevergasung, MEA: Monoethanolamin, Oxyfuel:Verbrennung in reinem Sauerstoff, Selexol: physikalisches CO2-Abtrennungsverfahren, GuD: Gas- und DampfkraftwerkQuelle: Linßen et al. (2006, S. 53)

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MEA Oxyfuel IGCCSelexol

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Unter diesen Bedingungen ist der Vergleich der Stromge-stehungskosten von CCS-Kraftwerken mit anderen CO2-armen, vor allem regenerativen, Erzeugungsoptionen in-teressant. Abbildung 15 zeigt die Kostenentwicklung vonTechnologien zur regenerativen Stromerzeugung, wie sieaus dem „Leitszenario 2006“ für neu zu errichtende Anla-gen resultiert (zu Details s. Nitsch 2007).

Danach könnten im Jahr 2020 die meisten der betrachte-ten regenerativen Technologien ein ähnliches Kostenni-veau erreicht haben, wie es für CCS-Kraftwerke ermitteltwurde (im Bereich von 0,05 bis 0,07 Euro/kWh) (FürWasser- und Windkraft ist dies an guten Standorten be-reits heute der Fall). Unter bestimmten Szenarioannah-men (u. a. anhaltende Ausbaudynamik der Erneuerbaren)wird für die Zeit nach 2020 ein Wettbewerbsvorsprungfür die erneuerbaren Technologien konstatiert, der sich im

Zeitverlauf noch vergrößert (WI/DLR/ZSW/PIK 2007,S. 212).

Reine Kostenvergleiche können allerdings nur einen Teilder Wettbewerbsfähigkeit von CCS abbilden. Diese hängtauch von anderen Faktoren ab, wie z. B. der technischenZuverlässigkeit, der Versorgungssicherheit, der Wertig-keit des Stroms (Verfügbarkeit, gesicherte Leistung),Netzeinbindungsaspekten sowie dem Angebotspotenzialbei den verschiedenen Erzeugungstechnologien (WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 223 ff.).

Obschon solche szenariogestützten langfristigen Projek-tionen in Bezug auf ihre Prognosekraft nicht überinterpre-tiert werden sollten, erscheint es unbestreitbar, dass CCSkein Alleinstellungsmerkmal besitzen wird, sondern sichim Konzert mit anderen Technologien zur CO2-armenStromerzeugung behaupten muss.


Zukünftige Kostenentwicklung der regenerativen Stromerzeugung

Quelle: Nitsch 2007, S. 47

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WasserWindFotovoltaikGeothermie

Europ. Verbundfeste BiomasseBiogaseMittelwert


IV. Integration von CCS in das Energiesystem

Großkraftwerke und Energieinfrastruktur sind mit hohenInvestitionskosten und langen Reinvestitionszyklen ver-bunden, sodass einerseits signifikante Veränderungen amKraftwerksbestand nur in bestimmten Zeitfenstern mög-lich sind und andererseits Investitionsentscheidungen inbestimmte Technologien eine Bindungswirkung über ver-gleichsweise lange Zeiträume (40 Jahre und mehr) nachsich ziehen. Sollte CO2-Abscheidung und -Lagerung alsgeeignete Klimaschutzoption in Betracht gezogen wer-den, muss deren Einführung mit den Reinvestitionszyklenim Kraftwerkssektor Hand in Hand gehen.

1. Erneuerungsbedarf bei KraftwerkenIn Deutschland besteht aufgrund der Altersstruktur derKraftwerke in den nächsten zwei bis drei Jahrzehnten einerheblicher Erneuerungsbedarf. Ein Großteil der zurzeitlaufenden Kraftwerksblöcke hat inzwischen ein hohes Al-ter erreicht: Über 40 Prozent der in konventionellen Wär-mekraftwerken installierten Leistung werden im Jahr2010 bereits 35 Jahre oder mehr am Netz sein. Zusätzlichwird bei planmäßiger Umsetzung des Ausstiegsbeschlus-ses bis Mitte der 2020er Jahre die installierte Kernkraft-werksleistung von über 21 000 MW vollständig vom Netzgehen. Bis 2030 wird demnach eine Kraftwerksleistungvon mindestens 50 000 MW ersetzt werden müssen. Beieiner umfassenden Modernisierung kann sich diese Leis-tung sogar auf beinahe 80 000 MW erhöhen (DIW 2003).

Der in Abbildung 16 dargestellte projizierte jährliche Zu-baubedarf an Kraftwerkskapazitäten zeigt, dass ein ver-stärkter Bedarf vor allem in der Zeit bis 2030 zu erwartenist (Linßen et al. 2006). Gemäß der UBA-Kraftwerksda-

tenbank sind derzeit 45 Kraftwerksblöcke auf der Basisvon Erdgas und Kohle geplant, die zwischen 2006 und2015 ans Netz gehen sollen; in der Summe eine Kapazitätvon über 30 000 MW (UBA 2006b, S. 6 ff.).

Allerdings besteht aus energiewirtschaftlicher Sicht keinAutomatismus, ausgemusterte Großkraftwerke wiederumdurch große Kraftwerksblöcke ersetzen zu müssen. DerBau von kleineren, dezentral in der Nähe der Verbraucherlokalisierten Kraftwerke bietet eine Reihe von Vorteilen:Durch die größere Flexibilität ist eine bessere Abstimmungvon Energieerzeugung auf die fluktuierende Nachfragemöglich. Die Leitungsverluste könnten durch die geringe-ren Übertragungswege gesenkt werden. Es könnte dieNachfrage nach Primärenergieträgern diversifiziert undz. B. biogene Energieträger leichter integriert werden. Einwichtiges Argument für verstärkte Dezentralisierung istdarüber hinaus die Möglichkeit, die bei der Stromerzeu-gung anfallende Wärme sinnvoll nutzen zu können (Kraft-Wärme-Kopplung). Ein weiteres mögliches Strategieele-ment ist es, durch verstärkte Bemühungen um effizienteEnergienutzung und Energieeinsparung, den Bedarf anneuer Kraftwerkskapazität deutlich zu begrenzen.

Welchen Beitrag die CCS-Technologie vor diesem Hin-tergrund zur CO2-Minderung leisten kann, hängt ent-scheidend von der Beantwortung folgender Fragen ab:

– Wann steht CCS tatsächlich zur Verfügung?

– Ist die Nachrüstung bestehender Kraftwerke mit CCS-Technologie machbar?

– Ist das Konzept tragfähig, neu zu bauende Kraftwerkebereits jetzt für die Nachrüstung vorzubereiten (sog.„capture ready“)?


Jährlicher Zubaubedarf an Kraftwerkskapazität in Deutschland

Quelle: Linßen et al. 2006, S. 43

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2. Zeitrahmen für die Verfügbarkeit von CCS

In verschiedenen Papieren zur Forschungsstrategie undsog. „Roadmaps“ wird der Zeithorizont thematisiert, biszu dem die CCS-Technologie verfügbar sein könnte. Ge-meinsam ist den meisten dieser Veröffentlichungen dieNennung des Zieljahrs 2020 für die kommerzielle Verfüg-barkeit im Kraftwerksmaßstab, wobei nicht immer prä-zise beschrieben wird, was genau bis zu diesem Jahr er-reicht werden soll. Einen relativ hohen Detaillierungsgradhaben sowohl das deutsche COORETEC-Programm alsauch der CCS-Plan des US-amerikanischen Energiemi-nisteriums (DoE):

– Für das COORETEC-Programm wird die Zielsetzungausgegeben, bis 2020 „das zukunftsfähige Kraftwerkkommerziell verfügbar“ zu machen. Vergleichsweisedetailliert werden die technischen Teilziele ausgeführt.Diese umfassen u. a. die Senkung der Kosten für dieCO2-Abtrennung und -Speicherung von derzeit 50 bis70 Euro/t CO2 auf weniger als 20 Euro sowie die Re-duzierung der Effizienzverluste durch die CO2-Ab-trennung und -Speicherung von heute 9 bis 13 Pro-zentpunkten auf 6 bis 11 Prozentpunkte (BMWI 2007,S. 4). Das Technologieelement, das den Zeitplan fürden großtechnischen Einsatz der CCS-Technologie-kette bestimmt, ist demnach die geologische Lage-rung. Bis 2010 sollen anhand von Pilotprojekten dieanstehenden Fragen geklärt sein, sodass bis 2020 mehrals 5 Prozent der Emissionen von Kraftwerken inDeutschland „deponierbar“ sein sollen (bis 2025 solldieser Anteil auf mehr als 20 Prozent steigen können)(BMWA 2003, S. 79 ff.).

– Auch die Roadmap des amerikanischen Energieminis-teriums unterfüttert das generelle Ziel, „to develop, by2012, fossil fuel conversion systems that offer 90 per-cent CO2 capture with 99 percent storage permanenceat less than a 10 percent increase in the cost of energy

services“, mit Detailinformationen (DoE 2007, S. 9).Danach sollen bis 2012 Ergebnisse von Pilotanlagenfür Abscheidung und Speicherung von CO2 inklusiveTechnologien für Monitoring und Verifikation vorlie-gen, die zusammengenommen oben genannte Anfor-derungen erfüllen würden. Anschließend sollen dieSystemintegration und das „upscaling“ dieser Techno-logien vorangetrieben werden, sodass um das Jahr2020 Großanlagen ans Netz gehen können.

– Noch weiter geht die „European Technology Platformfor Zero Emission Fossil Fuel Power Plants“, derenLeitvision ist, „to enable European fossil fuel powerplants to have zero CO2 emissions by 2020“ (ETP ZEP2006c, S. 4). Das Etikett „Zero Emission“ wird aller-dings teilweise scharf kritisiert, da es als irreführendangesehen wird.

In Fachkreisen wird das Jahr 2020 als Zieldatum für dieMarktfähigkeit von CCS als sehr ambitioniert einge-schätzt. Darüber waren sich auch die Teilnehmer des vomTAB durchgeführten Expertenworkshops einig. Bisherexistiert noch kein Demonstrationsprojekt, das die ge-samte Kette der CO2-Abscheidung und Ablagerung ab-deckt. Zwar kann ein ambitionierter Zeitplan dabeihelfen, den Entwicklungsprozess zu beschleunigen, dieUnsicherheiten und der Entwicklungsbedarf werden je-doch als sehr groß eingeschätzt. Ein Grund für die engeZeitplanung könnte die Erkenntnis sein, dass der Beitrag,den CCS zur CO2-Minderung leisten kann, immer kleinerwird, je später die Technologie voll verfügbar ist.

Führt man sich einige derzeit begonnene bzw. geplantePilot- und Demonstrationsprojekte vor Augen, so er-scheint die Einhaltung des genannten Zeitfensters untergünstigen ökonomischen und politischen Randbedingun-gen und wenn die Zielsetzung entschlossen verfolgt wirddurchaus möglich (Tabelle 7).

Ta b e l l e 7

Begonnene und geplante CCS-Projekte (Auswahl)

EOR: Enhanced Oil Recovery, IGCC: Integrated Gasification Combined CycleQuelle: eigene Zusammenstellung

Wann Was Wo Wer

2008 30 MWth Oxyfuel-Kraftwerk (Inbetriebnahme) Schwarze Pumpe/D Vattenfall

2010 475 MW Erdgaskraftwerk mit CO2-Abscheidung für EOR

Peterhead/GB BP

2011 860 MW Erdgaskraftwerk mit CO2-Abscheidung für EOR

Halten/Norwegen Shell, Statoil

2011 IGCC mit CO2-Abscheidung und Lagerung in der südlichen Nordsee

GB E.on UK

2014 450 MW IGCC mit CO2-Abscheidung und Lagerung in salinem Aquifer

D RWE

2014 275 MW IGCC mit CO2-Abscheidung und Lagerung in salinem Aquifer

USA „Future-Gen“-Projekt


In welchem Zeitraum CCS einen Beitrag zum Klima-schutz leisten kann ist nicht nur von der technischen Ver-fügbarkeit der Abscheidetechnologien, sondern auch vonden verfügbaren Speicherkapazitäten und der Transport-infrastruktur abhängig. Ein nicht zu vernachlässigenderFaktor ist zusätzlich das Zusammenspiel von allen Ele-menten der Prozesskette, also der geografischen und zeit-lichen Übereinstimmung von abzuscheidendem CO2 undder Verfügbarkeit von Transportinfrastruktur und Lage-rungsstätten. So können z. B. Öl- und Gasfelder, die nochlänger produzieren, erst nachdem sie ausreichend entleertbzw. erschöpft sind, für die CO2-Lagerung (bzw. EOR)genutzt werden. Die Fördersituation von größeren Ölfel-dern in der Nordsee würde demnach – bei einer Fortset-zung des derzeitigen Trends – ein Beginn der CO2-Injek-tion im Rahmen von EOR um ca. 2008 notwendigmachen, um dem Rückbau der Infrastruktur zuvorzukom-men (POST 2005).

3. Nachrüstung mit CO2-Abscheide-technologien

Wie oben dargestellt besteht in Deutschland und auch inanderen Industrieländern in den nächsten ein bis zweiJahrzehnten ein großer Kraftwerkserneuerungsbedarf.Vor dem Hintergrund, dass bis zur kommerziellen Verfüg-barkeit der CCS-Technologie neue Kraftwerke noch ohneAbscheidungstechnologie errichtet werden, spielt dieNachrüstbarkeit von Kraftwerken mit CO2-Abschei-dungsanlagen eine wichtige Rolle (OECD/IEA 2004a,S. 58).

Herkömmliche Kohlekraftwerke könnten prinzipiell miteiner nachgeschalteten Rauchgaswäsche (Post-Combus-tion) oder mit einem Oxyfuel-Prozess nachgerüstet wer-den. Die geringste Eingriffstiefe in den Kraftwerkspro-zess hat dabei die Post-Combustion-Technologie: Hiermüssen lediglich eine Anlage zur Gaswäsche (i. A. eineAminwäsche) installiert sowie aus dem DampfkreislaufWärme ausgekoppelt werden, die für die Regenerationdes Lösungsmittels benötigt wird. Damit werden aller-dings die Arbeitsbedingungen der Turbine verändert, diedaraufhin für einen möglichst effizienten Betrieb ange-passt werden muss. Außerdem muss die Entschwefelungdes Abgasstroms einem hohen Standard genügen, daSchwefel die Lösungsmittel angreift.

Für die Oxyfuel-Nachrüstung benötigt man eine Anlagezur Erzeugung von reinem Sauerstoff. Darüber hinausmüssen die Brenner für den Sauerstoffbetrieb umgerüstetsowie eine Abgasrückführung in den Verbrennungspro-zess integriert werden. Zudem muss sichergestellt sein,dass alle Komponenten mit dem CO2-reichen Arbeitsgaskompatibel sind.

Auch Kraftwerke mit integrierter Kohlevergasung(IGCC) können im Prinzip nachgerüstet werden: Hierfürmuss der sog. Shiftreaktor des Vergasungsprozesses soeingestellt werden, dass möglichst reiner Wasserstoff undCO2 entstehen. Die Verbrennungseigenschaften von Was-serstoff machen es unumgänglich, dass das Herzstück desKraftwerks, die Turbinen, erheblich modifiziert bzw. aus-getauscht werden müssen. Da die Verbrennung von Was-

serstoff wesentlich höhere Temperaturen erzeugt, ist imAbgas mit einem erhöhten Stickoxidanteil zu rechnen.Zur Einhaltung der Emissionsgrenzwerte sind daher zu-sätzliche Entstickungsmaßnahmen erforderlich.

Eine detaillierte Betrachtung der verschiedenen technolo-gischen Optionen zur Nachrüstung findet sich z. B. inIEA GHG (2007). Dort werden auch Kriterien formuliert,die zur Prüfung der Frage herangezogen werden können,ob eine Nachrüstung sinnvoll ist. In der Fachliteratur be-steht eine breite Übereinstimmung, dass beim heutigenStand der Technik die Post-Combustion-Rauchgasdekar-bonisierung die praktikabelste Option für eine Nachrüs-tung ist.

Ob Kraftwerke tatsächlich nachgerüstet werden, hängtnicht nur von der technologischen Machbarkeit, sondernentscheidend von der Wirtschaftlichkeit ab. Hier bleibtfestzuhalten, dass eine Nachrüstung von Kraftwerken kost-spielig und im Regelfall teurer als die Integration von CO2-Abscheidung in eine Neuanlage ist. So haben z. B. Gibbinset al. (2005) berechnet, dass die Stromgestehungskosten ei-nes konventionellen Kohlekraftwerks (Wirkungsgrad ohneCCS: 43,5 Prozent) von etwa 2,8 US-Cent/kWh nach derInstallation einer Post-Combustion-CO2-Abscheidungsan-lage auf etwa 5,8 US-Cent ansteigen würden.

3.1 Capture ready

Die Idee, neu zu bauende Kraftwerke bereits heute soauszulegen, dass sie technisch unkompliziert und kosten-günstig mit CO2-Abscheidungsanlagen nachrüstbar sind,sobald die Technologie und die entsprechenden CO2-La-gerstätten zur Verfügung stehen, klingt auf den erstenBlick einleuchtend und attraktiv. Dieses „Capture ready“-Konzept wird derzeit in Fachkreisen viel diskutiert, ins-besondere seit die EU-Kommission den Vorschlag in dieDebatte eingebracht hat, zukünftig nur noch fossil befeu-erte Kraftwerke zu genehmigen, die „capture ready“ sind(EU-Kommission 2007b). Auch der Ausschuss für For-schung und Technik (Science and Technology Commit-tee) des britischen Unterhauses empfiehlt: „We recom-mend that Government makes capture readiness arequirement for statutory licensing of all new fossil fuelplant.“ (House of Commons 2006, S. 19) Auf den letztenG8-Gipfeln in Gleneagles und Heiligendamm fand die„Capture ready“- Idee ebenfalls Unterstützung (G8 2005,Abs. 14c, G8 2007, Abs. 7217).

In diesem Zusammenhang ist die unmittelbare Kernfrage,wie ein heutiges Kraftwerk aussehen müsste, um als„capture ready“ gelten zu können. Es ist nicht verwunder-lich, dass dies nicht einfach zu beantworten ist, da anzu-nehmen ist, dass die CCS-Technologie großtechnisch infrühestens etwa 15 Jahren zur Verfügung stehen wird. Bisdahin bestehen erhebliche Unsicherheiten sowohl was dietechnologische Weiterentwicklung als auch was die öko-nomischen und regulatorischen Rahmenbedingungen an-betrifft.

17 Bemerkenswerterweise fehlt der Begriff „capture ready“ in der deut-schen Fassung des Dokuments.


So ist derzeit noch weitgehend offen, welche technischenund/oder ökonomischen Kriterien ein „Capture ready“-Kraftwerk zu erfüllen hätte. Gegenwärtig existiert nochnicht einmal eine allgemein anerkannte Definition desBegriffs „capture ready“.

Bohm et al. (2007) definieren: „A plant can be considered,capture ready’ if, at some point in the future it can be re-trofitted for carbon capture and sequestration and still beeconomical to operate.“ Eine ähnliche Definition findetsich in einer aktuellen Veröffentlichung des IEA GHG(2007, S. 2): „A CO2 capture-ready power plant is a plantwhich can include CO2 capture when the necessary regu-latory or economic drivers are in place. The aim of buil-ding plants that are capture-ready is to avoid the risk of›stranded assets‹ or ›carbon lock-in‹.“

Ein Vorteil dieser Art von Definition ist, dass klargestelltwird, dass „capture ready“ keine Technologie im engerenSinne ist, sondern vielmehr einen starken ökonomischenBezug aufweist. Ein offensichtlicher Nachteil ist, dasskeine Kriterien bereitgestellt werden, anhand deren manprüfen kann, ob eine zu bauende Anlage „capture ready“ist oder nicht, da dies von zukünftigen ökonomischenbzw. regulatorischen Bedingungen abhängt – z. B. vomPreis für CO2-Zertifikate oder von der Verpflichtung zurNachrüstung. Streng genommen könnte erst retrospektiv(wenn die Nachrüstung sich als machbar herausgestellthat) festgestellt werden, ob eine Anlage „capture ready“war.

Die European Power Plant Suppliers Association(EPPSA) hat kürzlich Vorschläge für technische Kriterienfür „Capture-ready“-Anlagen publiziert (EPPSA 2006).Eine wichtige Voraussetzung dafür, dass eine CCS-Nach-rüstung überhaupt infrage kommt, ist, dass das Kraftwerkeinen hohen Ausgangswirkungsgrad besitzt, damit derdurch die Abscheidung verursachte Effizienzverlust ge-tragen werden kann. Eine hohe Effizienz bedeutet auch,dass die Menge des anfallenden CO2 minimiert wird unddamit die Abscheidungsanlage kleiner dimensioniert wer-den kann.

Sodann muss die Kompatibilität der Kraftwerkssystemeund Komponenten mit den durch das Hinzufügen der Ab-scheidungsanlage geänderten Prozessparametern (z. B.Temperatur, Druck, Zusammensetzung und Massen-durchsatz des Arbeitsmittels der Turbine) gesichert wer-den.

– Für Pre-Combustion-Anlagen (z. B. IGCC) unter-scheiden sich die Anforderungen an die Gasturbine,den Dampfgenerator und die Nebenanlagen erheblich.

– Für die Nachrüstung von Oxyfuel-Anlagen muss eineRauchgasrezyklierung installiert werden, und es müs-sen Vorkehrungen getroffen werden damit alle Kom-ponenten mit dem CO2-reichen Rauchgas arbeitenkönnen.

– Zwar ist die nachträgliche Ausrüstung eines Kraft-werks mit einer CO2-Reinigung des Abgases (Post-

Combustion) die einfachste Option zur Nachrüstung,aber auch diese besitzt wegen des Wärmebedarfs fürdie Gaswäsche erhebliche Auswirkungen auf die Aus-legung des Kraftwerks (v. a. den Dampfkreislauf unddessen Thermodynamik).

Ein Kraftwerk, das für den Betrieb mit CO2-Abscheidungausgelegt ist, hätte unweigerlich im Betriebsmodus ohneAbscheidung erhebliche Wirkungsgradeinbußen, einenhöheren Brennstoffbedarf und damit eine schlechtereökonomische sowie CO2-Bilanz gegenüber einem Kraft-werk, das für den Betrieb ohne Abscheidung optimiert ist.

Aktuelle Analysen kommen übereinstimmend zu der Er-kenntnis, dass (unabhängig von der gewählten Technolo-gielinie) die Möglichkeiten für den Einbau von „Capture-ready“-Komponenten in heute zu errichtende Kraftwerkeäußerst begrenzt sind (IEA GHG 2007). Signifikante Vor-abinvestitionen für die spätere CO2-Abscheidung wären– bei der Preisspanne für CO2-Emissionsberechtigungen,die durch gegenwärtig diskutierte politische Maßnahmenzu erwarten wäre – im Allgemeinen ökonomisch nicht zurechtfertigen (Bohm et al. 2007). Meist wäre es wirt-schaftlich günstiger, ein herkömmliches Kraftwerk zubauen und es bei veränderten Rahmenbedingungen (z. B.hohe Preise für CO2-Zertifikate) umfangreich nachzurüs-ten oder – falls das technisch bzw. ökonomisch nicht trag-fähig ist – abzuschalten. Zu einer sehr pessimistischenEinschätzung kommt MIT (2007a, S. 99): „The conceptof a ,capture ready’ … coal plant is as yet unproven andunlikely to be fruitful.“

Lediglich Maßnahmen, die nur geringe Kosten verursa-chen, könnten in Betracht gezogen werden. Hierzu gehörtz. B. das Vorhalten des Bauplatzes für die CO2-Abschei-dungsanlage und das Offenhalten eines einfachen Zu-gangs zu Komponenten, die im Zuge der Nachrüstungwahrscheinlich aufgerüstet oder ausgetauscht werdenmüssten. Eine weitere Möglichkeit wäre, bei der Stand-ortwahl für Kraftwerke darauf zu achten, dass sie nahe aneiner möglichen Lagerstätte oder an existierender Infra-struktur für den CO2-Transport liegen bzw. zumindest si-cherzustellen, dass keine Hindernisse für die Transport-route zu einer Lagerstätte existieren (EPPSA 2006).

Für eine belastbare Einschätzung, ob das „Capture-ready“-Konzept tragfähig ist, besteht noch ein erheblicherBedarf an technisch-ökonomischen Analysen. Außerdemmüssen Kriterien entwickelt werden, die es z. B. Geneh-migungsbehörden ermöglichen, die „capture readiness“von Kraftwerken zu beurteilen.

Eine interessante Idee ist, „capture ready“ losgelöst vonder technologischen Diskussion als rein ökonomischesKonzept aufzufassen. Dies könnte z. B. bedeuten, dasswährend des Betriebs eines Kraftwerks aus den laufendenEinnahmen vorsorglich finanzielle Rückstellungen gebil-det werden, damit genügend Mittel vorhanden sind, umeine Nachrüstung durchzuführen sobald die Technologieeinsatzfähig ist. Bezüglich der Machbarkeit dieses Ansat-zes besteht ebenfalls dringender Untersuchungsbedarf.


3.2 Marktdiffusion von CCS-Technologien

Zur Beantwortung der Frage, welche Marktchancen CCS-Technologien im deutschen Elektrizitätsmarkt habenkönnten, wurde im Rahmen des TAB-Projekts eine ver-tiefte modellgestützte Analyse ihrer möglichen Marktdif-fusion durchgeführt. Die Darstellung folgt weitgehenddem vom TAB in Auftrag gegebenen Gutachten desFraunhofer-Instituts für System- und Innovationsfor-schung (FhG-ISI 2007). Hier finden sich auch weitereDetails zum verwendeten Modell und der zugrundelie-genden Annahmen.

Die Analysen wurden mit einem Modell für den europäi-schen Strommarkt durchgeführt, das auf dem Open-Source-Modell „Balmorel“ beruht (Ravn 2001). Um dieModellrechnungen besser handhabbar zu machen, wurdedie erwartete Stromerzeugung durch Kernenergie unddurch Erneuerbare Energien extern vorgegeben und nurdie fossilen Erzeugungsoptionen modelliert. Für Kernen-ergie wurde die weitere Umsetzung des Ausstiegsbe-schlusses angesetzt, für die erneuerbaren Energien wurdeder Entwicklungspfad aus der Studie von Ragwitz et al.(2007) verwendet. Es wurde auch untersucht, welcheAuswirkungen die Änderung relevanter Randbedingun-

gen (z. B. Energieträgerpreise, CO2-Reduktionsziele,Zeitpunkt der Marktreife von CCS, Intensität von Bemü-hungen zur Stromeinsparung etc.) auf die Marktdiffusionhaben können.

Wie die in Abbildung 17 gezeigten Ergebnisse erkennenlassen, wird Erdgas in der Zeit von 2010 bis 2020 zumwichtigsten Energieträger in der Stromerzeugung. DieseRolle verliert das Erdgas jedoch schnell mit der Verfüg-barkeit von CCS-Technologien, die innerhalb eines Jahr-zehnts einen Anteil von rund 60 Prozent an der Strom-erzeugung erreichen. Für diesen hohen Anteil an derStromerzeugung müsste eine Kapazität von über 40 GWinstalliert werden. Nach diesen Modellergebnissen müss-ten in den Jahren 2020 und 2021 je acht bis zehn Groß-kraftwerke mit CCS ans Netz gehen und in den folgendenJahren jeweils zwischen drei und sechs solcher Anlagen.Ob die Technologiehersteller und die ausführenden Bau-firmen in der Lage wären, Kraftwerke mit CCS-Techno-logien in diesem Ausmaß und in dieser Geschwindigkeitbereitzustellen ist aus heutiger Sicht zumindest zweifelhaft.

Auch wenn eine solch schnelle Marktdurchdringung vonCCS-Kraftwerken realisierbar sein sollte und die notwen-digen Speicher für CO2 genehmigt werden könnten, sollte


Stromerzeugung nach Energieträgern (Modellergebnisse)

Quelle: FhG-ISI 2007, S. 45

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300

400

500

600

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2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

TWh

Wasser Siedlungsabfall Uran

Braunkohle Braunkohle CCS SteinkohleSteinkohle CCSErdgas Erneuerbare


ein solches Szenario kritisch hinterfragt werden. Die indiesem Szenario jährlich zu speichernde Menge an CO2würde schnell die Größenordnung von vielen Mio. t/Jahrannehmen. Damit würden in kürzester Zeit sehr große La-gerstätten an CO2 erzeugt, ohne dass Langzeiterfahrun-gen mit der Speicherung vorliegen. Dies widerspräche ei-ner Philosophie, mit Risiken behaftete neue Technologienbehutsam zu entwickeln.

Eine mögliche Strategie, um den Zeitdruck zur Errich-tung von Kraftwerken mit CO2-Abscheidung deutlich zulockern ist, Maßnahmen für eine forcierte Steigerung derEnergieeffizienz umzusetzen, um auf diese Weise denStrombedarf zu senken. Aus diesem Grund sind Maßnah-men zur Energieeffizienzsteigerung doppelt positiv zubewerten, da sie einerseits per se Entlastung bei der Kli-mabilanz bewirken und andererseits zeitlichen Hand-lungsspielraum aufseiten der Erzeugungstechnologien er-öffnen, ohne Pfadabhängigkeiten in Richtung bestimmterTechniklinien zu schaffen.

Insgesamt legen die Ergebnisse der Modellierung nahe,dass es unter den Anforderungen einer wirksamen Klima-politik zu einem deutlichen Umbau des Kraftwerksparkskommen wird.

4. Internationale PerspektiveNachdem in den vorstehenden Kapiteln die CCS-Techno-logie vor allem aus deutscher bzw. europäischer Perspek-tive betrachtet und bewertet wurde, soll hier diskutiertwerden, welchen Klimaschutzbeitrag CCS internationalleisten könnte. Auch wenn man, wie beispielsweise dieEnquete-Kommission des 14. Deutschen Bundestages„Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungender Globalisierung und der Liberalisierung“, zu demSchluss kommt, dass CCS „in jedem Falle nur einenquantitativ und zeitlich sowie regional deutlich begrenz-ten Wirkungsbeitrag zum Klimaschutz erbringen“ könne,stellt sich die Situation außerhalb Deutschlands bzw. Eu-ropas deutlich anders dar.

So ist im Raum Asien/Pazifik der Verbrauch an Kohle inder Zeit von 1996 bis 2006 um mehr als 60 Prozent ange-stiegen (Abbildung 18). Hierfür war vor allem die drasti-sche Ausweitung der Kohleverstromung in China und– zu einem kleineren Teil – Indien18 verantwortlich.

18 Obwohl China und Indien oft in einem Atemzug genannt werden,hinkt die Entwicklung des Kohleverbrauchs in Indien dem von Chinaetwa zwei Jahrzehnte hinterher (MIT 2007a, S. 63 ff.).


Verbrauch an Kohle nach Weltregionen (in Mrd. t RÖE)

Quelle: BP 2007, S. 33

1996 2006

Nordamerika Zentral- undSüdamerika

Europa undEurasien

Mittlerer Ostenund Afrika

AsienPazifik

0

200

400

600

800

1.000

1.800

1.600

1.200

1.400


Allein in China wurden in der Zeit von 1995 bis 2002etwa 100 000 MW fossiler Kraftwerksleistung (vorwie-gend Kohlekraftwerke) gebaut. Für die Zeit von 2002 bis2010 wird prognostiziert, dass nochmals etwa 170 000 MWhinzukommen (Linßen et al. 2006, S. 40).Diese beiden Länder besitzen riesige heimische Kohlere-serven (China: 115 Mrd. t RÖE19, Indien: 92 Mrd. t RÖE).Darin werden sie weltweit nur von den USA (mit247 Mrd. t RÖE) und Russland (157 Mrd. t RÖE) über-troffen (BP 2007). Bei einer ungehemmten Fortsetzungdieses Verbrauchstrends wäre der Erfolg der internationa-len Klimaschutzbemühungen absolut infrage gestellt. Da-her werden China und Indien oft als Beispiele dafür ange-führt, dass CCS in bestimmten Ländern eine wichtigeKomponente zur Erreichung von zukünftigen Klima-schutzzielen sein könnte.Eine breite Einführung von CO2-Abscheidung und -Lage-rung in China und Indien ist kurz- bis mittelfristig jedocheher unwahrscheinlich, zumindest unter derzeitigen Rah-menbedingungen (OECD/IEA 2004a, S. 62). Damit derEinsatz der CCS-Technologie in diesen und anderenSchwellenländern attraktiv wird, müsste diese zunächsterfolgreich weiterentwickelt und erprobt werden. Hierfürkommen in erster Linie die Industrieländer mit ihremtechnischen Know-how und ihren finanziellen Möglich-keiten in Betracht. Angesichts der ungeheuren Dynamik

des Kraftwerksausbaus müsste allerdings die Einführungvon CCS so schnell wie möglich erfolgen, da sich ande-renfalls das Zeitfenster hierfür schließt und für viele De-kaden verschlossen bleibt (Linßen et al. 2006, S. 40).

Eine wichtige Frage ist, welche Speicherkapazitäten inden verschiedenen Ländern zur Verfügung stehen. Hierzugibt es derzeit kaum gesicherte Informationen. Ein ersterÜberblick zu ausgewählten Sedimentbecken in China undSüdostasien wurde kürzlich erstellt (APEC EWG 2005).In China scheint es eine Reihe von aussichtsreichen Kan-didaten für mögliche CO2-Ablagerstätten zu geben, teil-weise auch in Regionen mit einer hohen Anzahl vonEmissionsquellen (Kraftwerken) (Abbildung 19). Ob sichdiese Sedimente für die CO2-Lagerung wirklich eignen,bedarf allerdings erst noch eingehender Untersuchungen.Hier besteht dringender Forschungsbedarf. Indien weisthingegen auf dem Festland fast keine geeigneten geologi-schen Formationen auf. Hier käme allenfalls die Off-shorelagerung infrage (IPCC 2005, S. 95).

Welche Bedeutung chinesische Entscheidungsträger derCCS-Technologie beimessen, ist derzeit noch nicht klarabzulesen. Hierfür gibt es ambivalente Signale. Einerseitsspielt CCS keine tragende Rolle im kürzlich (Juni 2007)vorgestellten „National Climate Change Program“(NDRC 2007). Auf der anderen Seite bilden Kohle-Tech-nologien und CCS das Herzstück im Bereich „Energy andEnvironment“ des „Second U.S. China Strategic Econo-mic Dialogue“ (TREAS 2007).19 1 t Rohöläquivalent (t RÖE) entspricht etwa 42 GJ.


Geografische Lage von stationären Quellen für CO2-Emissionen und Sedimentbecken in China

Quelle: Rigg 2006

Total emissions~ 3 Gt/yr CO2 (IEA, 2002)

China (aggregated)CO2 Emissions MT/yr

< 5

0 500 1.000

5–1010–2525–55Basins StudiedBasins > 300 km fomsignificant sources


V. Öffentliche Meinung und AkzeptanzDie öffentliche Wahrnehmung kann erhebliche und uner-wartete Auswirkungen auf geplante Technologie- und In-frastrukturprojekte haben. Auseinandersetzungen – bei-spielsweise um Kernenergie und Gentechnik – legendafür ein beredtes Zeugnis ab. Technologien wie CCS mitteilweise schwer einschätzbaren Risiken für Sicherheit,Gesundheit und Umwelt sind besonders anfällig dafür, öf-fentliche Beunruhigung und ggf. Widerstand auszulösen.

Die Sicherstellung eines hohen Maßes an öffentlicher Ak-zeptanz sollte daher ein hochrangiges Ziel sein. Zu die-sem Schluss kam auch eine kürzlich im Britischen Unter-haus durchgeführte Anhörung. Ein Vertreter von BPbrachte es so auf den Punkt: Mangelnde Akzeptanz könneein „potential show stopper“ sein (House of Commons2006, S. 41). Eine wichtige Voraussetzung für Akzeptanzist die Schaffung von Transparenz durch umfassende In-formation sowohl über den Sinn und Zweck von CCS imAllgemeinen als auch über konkrete Vorhaben und Pro-jekte. Wie die Vergangenheit jedoch gezeigt hat, sindreine Informations- und Werbemaßnahmen zur Akzep-tanzbeschaffung bei Weitem nicht ausreichend. Zur Ver-meidung von Akzeptanz- und Vertrauenskrisen solltedaher frühzeitig ein ergebnisoffener Dialogprozess zwi-schen Industrie, Interessengruppen, Wissenschaft und Öf-fentlichkeit organisiert werden (ACCSEPT 2006; EU-Kommission 2007c). Hierüber besteht in der CCS-Fachöffentlichkeit in Deutschland ein breiter Konsens.

Der Einsatz von CCS in der Energieerzeugung wird vonMeinungsträgern in Deutschland in jüngster Zeit verstärktund zum Teil kontrovers diskutiert. Bedenken werdeninsbesondere von den Umweltverbänden und im politi-schen Bereich von den Grünen und der Linkspartei geäu-ßert, während seitens der CDU/CSU, der SPD und derFDP ebenso wie von der Industrie der Einsatz von CCSüberwiegend positiv beurteilt wird. Nachfolgend sind diePositionen von einigen wissenschaftlichen Vereinigungenund Beratungsgremien, von Umweltverbänden sowie derim Bundestag vertretenen Parteien sowie der zuständi-gen Ministerien zusammengestellt (WD 2006, S. 37 ff.;WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 36 ff.). Darüber hinaus wer-den die Ergebnisse von kürzlich durchgeführten empiri-schen Erhebungen (Umfragen und Fokusgruppen) zurWahrnehmung von CCS bei Stakeholdern und in der brei-ten Öffentlichkeit dargestellt.

Ausgehend von der Diagnose, dass bisher eine systemati-sche Kommunikations-, Diskussions- bzw. Beteiligungs-strategie, die die wesentlichen Diskussionspunkte auf-greift und die relevanten Stakeholder einbezieht, nichtbesteht, wird im Anschluss eine Möglichkeit aufgezeigt,wie ein solcher Prozess zur Förderung der Akzeptanz derCCS-Technologie strukturiert werden könnte.

1. Positionen von StakeholdernWissenschaft, Beiräte

Der Klimarat der Vereinten Nationen (IntergovernmentalPanel on Climate Change, IPCC) geht davon aus, dass estechnisch machbar wäre, 20 bis 40 Prozent des globalen

Kohlendioxidausstoßes bis 2050 durch CO2-Sequestrie-rung zu vermeiden. Die Risiken für Menschen, Umweltund Klima werden insgesamt als gering und die Chanceneines dauerhaften Verbleibs des CO2 in geologischen For-mationen über 1 000 Jahre und mehr als hoch betrachtet(IPCC 2005).

Der Rat für Nachhaltige Entwicklung (RNE) hat sich füreine Abscheidung und Lagerung von CO2 ausgesprochen.Sie könne einen Beitrag dazu leisten, dass auch künftigweiter Kohle für die Energiegewinnung in Deutschlandgenutzt und dennoch die Klimaschutzziele bis zur Mittedes Jahrhunderts erreicht werden können. Saubere Kohle-nutzung baut aus Sicht des Rates eine wichtige Brückezwischen fossilen und regenerativen Energien (RNE2003, S. 20 ff.).

Der Wissenschaftliche Beirat der Bundesregierung Glo-bale Umweltveränderungen (WBGU) sieht als langfristi-ges Ziel den Umstieg von fossilen auf erneuerbare Ener-gieträger. Für eine Übergangszeit müssten weiterhinfossile Energieträger genutzt werden. Es wird als „wahr-scheinlich unumgänglich“ eingeschätzt, dass diese Nut-zung mit Techniken zur Abtrennung und sicheren Endla-gerung von CO2 in geeigneten Lagerstätten einhergeht.Die Einlagerung sollte nur in geologischen Formationenerfolgen, in denen eine Leckrate von weniger als 0,01 Pro-zent/Jahr gewährleistet werden kann bzw. die Verweil-dauer mindestens 10 000 Jahre beträgt. Der WBGUschlägt vor, dass der Kraftwerksausbau sich schon heuteauf hocheffiziente Gas- und Dampfkraftwerke konzentrie-ren sollte, die für die Sequestrierung von CO2 nachrüstbarsind und die Möglichkeit integrierter Vergasung von Kohleund Biomasse bieten (WBGU 2007).

Der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) er-kennt zwar an, dass die Abscheidung und Lagerung vonCO2 prinzipiell eine Möglichkeit zur klimaschutzverträg-lichen Kohleverstromung bietet. Allerdings sei derenwirtschaftliche Anwendungsreife bis 2020 kaum zu er-warten und würde damit für die jetzt anstehende Erneue-rung von großen Teilen des deutschen Kraftwerksbe-stands zu spät kommen. Es wird betont, dass noch vieleFragen offen seien, von deren Beantwortung es abhänge,inwieweit und in welchem Maße CCS einsetzbar seinwird. Offen sei insbesondere, ob eine dauerhaft sichereund damit auch umweltpolitisch akzeptable Endlagerungin großem Umfang möglich ist (SRU 2004).

Der Nachhaltigkeitsbeirat der Landesregierung Baden-Württemberg (NBBW) ist der Ansicht, dass der Einsatzvon CO2-armen bzw. -freien Kraftwerken einen wesentli-chen Beitrag zu Umwelt- und Klimaschutz liefern kann.Zusätzlich hätten „saubere“ Kohlekraftwerke den Vorteil,dass mit ihnen leichter als mit diversen erneuerbarenEnergien (Wind, Wasser, Sonne) die dauerhafte Bereit-stellung der energetischen Grundversorgung (der soge-nannten Grundlast) sichergestellt werden kann. DerNBBW befürwortet eine verstärkte Forschungsförderungund schlägt vor, ein „Leuchtturmprojekt“ zu initiieren, indem die gesamte CCS-Prozesskette großtechnisch de-monstriert wird. Er gibt zu bedenken, dass es – selbstwenn eine hohe Speichersicherheit gewährleistet werden


kann – bei einem grundsätzlichen Unbehagen in der Be-völkerung bleiben könne, wenn es darum gehe, großeMengen an Abfällen für lange Zeit unterirdisch einzu-schließen (NBBW 2007).Das Umweltbundesamt (UBA) hat aus den allgemeinenNachhaltigkeitskriterien, die die Enquete-Kommission„Schutz des Menschen und der Umwelt“ des DeutschenBundestages in der 13. Wahlperiode erarbeitet hat (EK1998), Kriterien für CCS abgeleitet und in sieben Thesenfestgehalten (UBA 2007):These 1: Klimaschutz ist mit erneuerbaren Energien undEnergieeffizienz erreichbar. Die technische Abscheidungund Speicherung von CO2 hingegen ist nicht nachhaltig,sondern allenfalls eine Übergangslösung.These 2: Die Kapazitäten zur CO2-Speicherung gehörenin den Mittelpunkt der Diskussion: In Deutschland könn-ten sie rein rechnerisch auf 40 Jahre beschränkt sein.These 3: Die technische Abscheidung und Speicherungdes CO2 verursacht Kosten. Einige Projekte werden sich– ehrgeizige Klimaschutzziele vorausgesetzt – jedochwahrscheinlich rechnen.These 4: CO2-Speicher sollten eine Leckagerate von0,01 Prozent/Jahr nicht überschreiten. Gesundheits- undUmweltgefahren sind zu vermeiden.These 5: Die Speicherung von CO2 in der Ozean-Wasser-säule und die „künstliche Mineralisierung“ von CO2 sindkeine Optionen.These 6: Der nationale und internationale Rechtsrahmenvon CCS muss entwickelt werden.These 7: Umwelt- und Gerechtigkeitsaspekte gehören indie Diskussion. Forschung, staatliche Regulierung undDemonstrationsvorhaben dürfen sich nicht nur auf techni-sche Aspekte beschränken.Der Verein Deutscher Ingenieure (VDI) favorisiert in ers-ter Linie Technologien zur CO2-Minderung über eineErhöhung des Kraftwerkswirkungsgrads. Bei CO2-Zerti-fikatspreisen um 30 Euro/t sei allerdings Braunkohlever-stromung mit CO2-Abscheidung rentabel und – mit Aus-nahme der Nukleartechnik – in Deutschland anderenTechnologien der Stromerzeugung hinsichtlich Wirt-schaftlichkeit und Versorgungssicherheit überlegen. Da-her werden die Errichtung von Pilotanlagen befürwortetund nach dem Jahr 2015 die großtechnische Demonstra-tion der Marktreife für notwendig erachtet (VDI o. J.).

Der Arbeitskreis Energie der Deutschen PhysikalischenGesellschaft (DPG) ist der Auffassung, dass die begrün-dete Hoffnung besteht, dass die Sequestrierung einen sehrbedeutenden Beitrag zur Lösung des CO2-Problems leis-ten wird. In Anbetracht der Klimaprobleme könne dieCO2-Sequestrierung als einziges Mittel angesehen wer-den, die vorhandenen fossilen Energieträger überhauptnoch einer klimaunschädlichen Nutzung zuzuführen. DieCO2-Sequestrierung habe „gute Aussichten, eine der kos-tengünstigsten Techniken zur CO2-Vermeidung zu wer-den“ (DPG 2005, S. 71 ff.).

Die Gesellschaft Deutscher Chemiker (GDCh) steht dergeologischen Sequestrierung wegen des beträchtlichen

Forschungsbedarfs und der hohen Kosten kritisch gegen-über. Als die effektivste Alternative zur CO2-Fixierungwird die verstärkte Aufforstung großer Waldgebiete ange-sehen (Hüttermann/Metzger 2004).

Umweltverbände

Die Positionen von Umweltverbänden und weiteren Nicht-regierungsorganisationen decken ein weites Spektrum vonder Befürwortung von CCS unter bestimmten Bedingun-gen bis hin zur kompletten Ablehnung ab. Nichts desto we-niger zeichnet sich ein gewisser Mainstream ab, wie er bei-spielsweise in einer gemeinsamen Erklärung von Bund fürUmwelt und Naturschutz Deutschland (BUND – Friendsof the Earth Germany), Deutscher Naturschutzring(DNR), Forum Umwelt & Entwicklung, Germanwatch,Klima-Bündnis (europäische Geschäftsstelle), klima-marsch, Naturschutzbund Deutschland (NABU), Ver-kehrsclub Deutschland (VCD) sowie WWF Deutschland(World Wide Fund for Nature) erkennbar ist (German-watch 2003). Ähnlich argumentiert auch der Dachver-band Climate Action Network Europe, in dem auch eineReihe deutscher NGOs organisiert ist (CAN Europe2006a): Die Sequestrierung von CO2 wird als klassische(nachsorgende) „End-of-the-Pipe“-Technologie angese-hen, die die Nutzung herkömmlicher fossiler Energieträ-ger verteuert und durch eine Minderung der Kraftwerks-wirkungsgrade einen erhöhten Verbrauch an Brennstoffenerfordert. Dies kollidiere mit dem prioritären Ziel einerressourcenschonenden Energieversorgung. Nur wennCCS bei ambitionierten Klimaschutzzielen einen zusätzli-chen Beitrag leisten könne und wenn die Langzeitsicher-heit nachgewiesen sei, könnte CCS als Handlungsoptionin Betracht kommen. Die Durchführung von Forschungs-projekten zur Klärung offener Fragen wird akzeptiert.Allerdings wird angemahnt, dass die Förderung derCCS-Technologie nicht auf Kosten der erneuerbarenEnergieträger und der rationellen Energieverwendung ge-hen dürfe. Eine Berücksichtigung von CCS-Projekten imRahmen von CDM (Clean Development Mechanism desKyoto-Protokolls) wird abgelehnt (CAN Europe 2006b).

Politik

Die Positionierung der politischen Parteien zum ThemaCCS beginnt momentan eine klar erkennbare Gestalt an-zunehmen. Nachdem die Energie-Enquete-Kommissiondes 14. Deutschen Bundestages vor fünf Jahren demThema CCS keine zentrale Bedeutung beigemessen hatund zu dem eher nüchternen Urteil gelangt ist, CCS sei„eher eine mittel- bis langfristige Vision (Hervorhebungim Original)“, die „in jedem Falle nur einen quantitativund zeitlich sowie regional deutlich begrenzten Wir-kungsbeitrag zum Klimaschutz erbringen“ könne (EK2002, S. 255 u. 258), positionieren sich die im Bundestagvertretenen Parteien heute wesentlich differenzierter:

Die CDU/CSU-Bundestagsfraktion hat in einem Posi-tionspapier zum Klimawandel die CCS-Technologie alseinen Schwerpunkt bei der Forschung und Entwicklungvon Klimaschutztechnologien hervorgehoben. Hierdurchwürden sich neue Optionen umweltschonender Energie-


erzeugung aus fossilen Brennstoffen ergeben. Es wird dieAuffassung vertreten, dass sowohl bestehende Kohle-kraftwerke als auch Neubauten mit CCS-Technologieausgestattet werden sollten, sobald diese Technik zur Ver-fügung steht (CDU/CSU 2007).

Die Bundestagsfraktion der SPD fordert, verstärkt in For-schung und Entwicklung zur effizienten und wettbe-werbsfähigen Nutzung von Kraftwerken mit CO2-Ab-scheidung und -Speicherung zu investieren sowie dierechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zuschaffen, damit nach 2015/2020 nur noch CO2-freie fos-sile Kraftwerke ans Netz gehen. Jedoch solle eine Vor-festlegung auf CO2-Abscheidung als reale Option vermie-den werden. Zuvor müsse sich deren technische,ökologisch verträgliche und wirtschaftliche Umsetzbar-keit zeigen (SPD 2007).

Die Fraktion der FDP hat einen Antrag in den Bundestageingebracht, in dem diagnostiziert wird, dass CCS dasbisher fehlende Verbindungsglied zwischen konventio-neller und vollständig regenerativer Energieversorgungsein und den zur Verfügung stehenden Zeitrahmen für ei-nen Umbau des Energiesystems bei gleichzeitigem Errei-chen ambitionierter Klimaschutzziele verlängern helfenkönnte. Es wird gefordert, eine umfassende Strategie zurNutzung und Weiterentwicklung der CCS-Technologienim Rahmen eines energiepolitischen Gesamtkonzepts zuentwickeln (FDP 2007a).

In ihrem kürzlich veröffentlichten Energiekonzept be-zeichnet die Bundestagsfraktion von BÜNDNIS 90/DIEGRÜNEN CO2-arme Kohlekraftwerke als „viel zitierteenergiepolitische Vision mit zahlreichen technischen wieökonomischen Unwägbarkeiten und Fragezeichen“.Selbst wenn alle technologischen und finanziellen Pro-bleme gelöst würden, könnten mit CCS ausgerüsteteKraftwerke auch 2020 keinen relevanten Beitrag zur En-ergieversorgung leisten, da die Technik bis dahin nochnicht wirtschaftlich einsatzfähig sei. Darüber hinaus wirdein Moratorium für Kohlekraftwerke ohne CO2-Abschei-dung gefordert (BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN 2007a).Außerdem soll die CO2-Sequestrierung in geologischenGesteinsformationen unter dem Meer nur unter der Be-dingung zugelassen werden, dass zuvor alle Risiken hin-sichtlich der Umweltverträglichkeit ausgeschlossen sind(BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN 2007b).

Noch einen Schritt weiter geht die Fraktion DIE LINKEim Bundestag und sieht in der CO2-Verpressung ein „Tro-janisches Pferd der Kohlewirtschaft“. CCS sei „ein teuresExperiment mit ökologisch ungewissem Ausgang“, unddie Forschungsgelder für CCS wären als Förder- und For-schungsmittel für den Ausbau der regenerativen Energie-versorgung und die Erhöhung der Energieeffizienz weit-aus besser angelegt (Die Linke 2007a). Eine unbefristeteBetriebsgenehmigung für Kraftwerke (ohne Kraft-Wärme-Kopplung) solle es nur noch geben, wenn einGrenzwert für CO2-Emissionen eingehalten wird, der sicham CO2-Ausstoß moderner Erdgaskraftwerke orientiert(DIE LINKE 2007b).

Diese fortschreitende Meinungsbildung der Parteien hatauch in vermehrten Aktivitäten im Bundestag Ausdruckgefunden. CCS findet in den energiepolitischen Debattender jüngeren Vergangenheit immer wieder Erwähnung(z. B. Deutscher Bundestag 2007a u. b). Weiterhin hat derAusschuss für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicher-heit am 7. März 2007 eine öffentliche Anhörung zumThema durchgeführt (AUNR 2007). Des Weiteren wurdebereits eine Reihe von Anträgen in den Bundestag einge-bracht (BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN 2007b; DIELINKE 2007b; FDP 2007a u. 2007b), sowie mehrere An-fragen formuliert (BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN 2007c u.2007d; CDU/CSU 2004; FDP 2007c).

Die Bundesregierung hat ihre Position u. a. in der Ant-wort auf eine Kleine Anfrage dokumentiert (Bundesregie-rung 2007). Sie rechnet damit, dass die kommerzielleNutzung von CO2-Lagerstätten bis etwa 2020 möglichsein könnte. Dies hänge aber von den Ergebnissen laufen-der FuE-Vorhaben ab. Das Bundesministerium für Bil-dung und Forschung fördert die CCS-Forschung imRahmen des „Geotechnologien-Programms“, das Bun-desministerium für Wirtschaft und Technologie hat einenFörderschwerpunkt im „COORETEC-Programm“. DasBundesumweltministerium vertritt die Auffassung, dass„ab spätestens 2020 ... die CCS-Technik zur sicheren Ab-scheidung und Lagerung von CO2 Standard für alle neuenfossilen Kraftwerke sein“ solle (BMU 2006).

Wahrnehmung bei Stakeholdern: Umfrageergebnisse

In jüngster Zeit wurden zwei Umfragen publiziert, in de-nen die Einschätzungen von Stakeholdern zur CCS-Tech-nologie untersucht worden sind:

An der Umfrage im Rahmen des Projekts „ACCSEPT“nahmen 511 Stakeholder (von Energieindustrie, For-schung, Regierungen, Parlamentarier und NGOs) aus vie-len Ländern Europas teil. Auf die Frage, ob CCS notwen-dig sei, um die Klimaschutzziele in ihrem Heimatland zuerfüllen, antworteten 40 Prozent „definitiv notwendig“,35 Prozent „wahrscheinlich notwendig“, 12 Prozent „nurnotwendig wenn andere Optionen die in sie gesetzten Er-wartungen nicht erfüllen“. Nur ein kleiner Teil der Teil-nehmer war der Ansicht, dass CCS „wahrscheinlich nichtnotwendig“ bzw. „definitiv nicht notwendig“ sei (8 Pro-zent bzw. 4 Prozent). Die Risiken von CCS wurden über-wiegend als „moderat“ oder sogar „vernachlässigbar“eingeschätzt. Eine relativ große Anzahl (44 Prozent) äu-ßerte die Befürchtung, dass Investitionen in CCS sich ne-gativ auf andere CO2-arme Technologien auswirkenkönnten, eine knappe Mehrheit (51 Prozent) war hinge-gen nicht dieser Ansicht. Eine ähnliche Antwort gab esauf die Frage, welche Auswirkungen CCS im Hinblickauf ein dezentral organisiertes Energiesystem habenkönnte.

Interessant ist die Aufschlüsselung der Ergebnisse nachden Stakeholdergruppen: Wie erwartet äußerten sich dieTeilnehmer aus der Industrie am positivsten und die vonNGOs am skeptischsten in Bezug auf die mögliche Rollevon CCS. Überraschend ist hingegen, dass die Antwortenvon Wissenschaftlern annähernd so optimistisch wie die


von Industrievertretern waren, wohingegen die befragtenParlamentarier eher skeptisch bis pessimistisch antworte-ten (allerdings beteiligten sich insgesamt nur 21 Parla-mentarier an der Umfrage) (ACCSEPT 2007).

Die EU-Kommission hat eine internetbasierte Konsulta-tion „Capturing and storing CO2 underground − shouldwe be concerned?“ durchgeführt. Unter den etwa800 Teilnehmern − fast alle Klima-/Energiefachleute undüberwiegend CCS-Insider (80 Prozent) – gab es auf dieFrage, ob CCS als gleichwertig mit anderen Optionen zurTreibhausgasreduktion betrachtet werden könne, ein ge-teiltes Echo: Etwa 52 Prozent antworteten mit „Ja“,46 Prozent mit „Nein“ (2 Prozent Unentschiedene). Dem-gegenüber stieß die These „Kernenergie ist eine bessereLösung für CO2-arme Stromerzeugung als CCS“ auf Ab-lehnung (62 Prozent, bei 30 Prozent Zustimmung und8 Prozent Enthaltungen). Sehr große Zustimmung (etwa70 Prozent) gab es bei folgenden Aussagen: „Vor 2020sollten alle neuen fossilen Kraftwerke ,capture-ready’sein“, „Bald nach 2020 sollten diese ,Capture-ready’-Kraftwerke nachgerüstet werden“ sowie „Ab 2020 solltenalle neuen Kohlekraftwerke mit CCS ausgerüstet wer-den“. Noch größeres Einvernehmen (mehr als 75 Prozent)bestand in Bezug auf die Frage, ob die EU bis 2015 zwölfgroße Demonstrationsprojekte fördern solle (EU-Kom-mission 2007d).

Wahrnehmung in der Öffentlichkeit

Obwohl die Debatte um CCS in Fachkreisen in letzterZeit an Intensität und Dynamik stark zunimmt, scheintdas Thema in der breiten Öffentlichkeit noch kaum ange-kommen zu sein. Wie repräsentative Umfragen zeigen,haben nur etwa 5 bis 10 Prozent der Bevölkerung (in denUSA, Japan, Großbritannien und Schweden) überhauptvon CO2-Abscheidung und -Lagerung gehört und vondiesen konnte nur eine kleine Minderheit das Umweltpro-blem, das CCS reduzieren helfen soll, korrekt identifizie-ren (MIT 2007b; Reiner et al. 2006). Es wurde dieTendenz nachgewiesen, dass die Zustimmung zu CCSdeutlich zunimmt, wenn zusätzliche Informationen überdie Technologie und deren Zusammenhang mit Treib-hauseffekt und Klimawandel angeboten werden. So stiegbeispielsweise der Anteil der Teilnehmer, die CCS positivgegenüberstanden von 13 Prozent auf 55 Prozent, wennentsprechende Erläuterungen gegeben wurden. Zwar wardie Zustimmung für Erneuerbare Energien (90 Prozent)noch höher, aber CCS schnitt dann deutlich besser ab alsdie Kernenergie (24 Prozent) (ETP ZEP 2006b).

Aufgrund dieses geringen Kenntnisstandes in der Öffent-lichkeit ist es verständlich, dass es zurzeit noch keinebreite Diskussion über CCS gibt. Für die Meinungsbil-dung in der Öffentlichkeit könnte sich daher der Erfolgoder Misserfolg der ersten CCS-Projekte als richtungs-weisend darstellen.

2. Förderung der Akzeptanz

Die gesetzlich vorgeschriebenen Maßnahmen zur Öffent-lichkeitsbeteiligung, wie sie z. B. im Rahmen von Geneh-

migungsverfahren angewendet werden, besitzen zwar denVorteil, dass ihre Einbindung in das Verfahren und ihreBindungswirkung im Vorfeld bekannt und klar definiertsind.20 Ein großer Nachteil ist jedoch, dass die Maßnah-men zur Beteiligung der Öffentlichkeit erst im relativfortgeschrittenen Planungsstadium einsetzen, in dem be-reits viele Details der Realisierung einer Anlage oderMaßnahme vom Antragsteller ausgearbeitet sind. Sie be-treffen somit ein Stadium, in dem viele Entscheidungen,insbesondere grundsätzliche Erwägungen, ob, wie undwo eine Maßnahme realisiert werden soll, schon getrof-fen sind.

Die Erfahrungen bei der Umsetzung von Großvorhabenzeigen, dass neben den formalen Planungs- und Geneh-migungsabläufen eine umfassende Informations- und Be-teiligungsstrategie sinnvoll ist. Innovative Maßnahmenzur Information und Beteiligung (z. B. Mediationsverfah-ren) wurden verschiedentlich bei der Zulassung vonGroßvorhaben realisiert, beispielsweise im Zusammen-hang mit der Erweiterung der Flughäfen Frankfurt undWien sowie bei der Suche nach Standorten für Endlagerfür radioaktive Abfälle in verschiedenen Ländern (z. B.Belgien, Schweiz, Schweden, Finnland) (Öko Institut2007, S. 148 ff.).

Im Folgenden wird ein Vorschlag für einen nationalenstandortunabhängigen Beteiligungsprozess in enger Ver-zahnung mit regionalen Aktivitäten entwickelt. Im Hin-blick auf den fortgeschrittenen Zeitplan für anstehendeAufsuch- und Pilotvorhaben besteht für die Initiierung ei-nes derartigen Prozesses dringender Handlungsbedarf.Diese Auffassung wurde von allen Beteiligten des Exper-tenworkshops, der am 18. Januar 2007 vom TAB durch-geführt wurde, geteilt.

Durch den nationalen Beteiligungsprozess soll ein gesell-schaftlicher bzw. politischer Diskurs zu CCS angestoßenund damit das Thema möglichst in der öffentlichen Wahr-nehmung verankert werden, bevor eine Konkretisierungder Planungen in Bezug auf potenzielle Standortregionenerfolgt. Damit würden der Informationsstand in der Öf-fentlichkeit und die Transparenz des Verfahrens erhöht.Eine weitere Aufgabe wäre es, ein möglichst weitgehen-des Einvernehmen zwischen den Stakeholdern anzustre-ben und Fragen der Ausgestaltung, Zuständigkeiten, Be-teiligung und Finanzierung des weiteren Verfahrens zuklären.

Ein erster, zügig anzustrebender Meilenstein wäre dieVerständigung der Stakeholder über die Bedeutung vonCCS bei der Umsetzung der Klimaschutzziele. Eine breitgetragene Übereinkunft über die Rolle von CCS im Porte-feuille der Klimaschutzmaßnahmen würde eine belast-bare Grundlage darstellen

– für die Erarbeitung von Empfehlungen zu grundlegen-den Anforderungen an die Nutzung von CCS (z. B.rechtlicher Rahmen, Schutzziele, Sicherheitskriterien,Haftung und Monitoring, Umgang mit potenziellen

20 Dieses Kapitel stützt sich wesentlich auf das vom TAB in Auftrag ge-gebene Gutachten des Öko-Instituts (Öko-Institut 2007).


Nutzungskonflikten sowie der Bewertung von CCS imEmissionshandel) sowie

– für klare Signale von politischer Seite zur Umsetzungdieser Strategie.

Eine mögliche Organisationsform für diesen Verständi-gungsprozess wäre ein nationales „CCS-Forum“. Derzeitist die Zahl der Stakeholder, die auf der nationalen Ebeneaktiv in den Diskurs um CCS involviert sind, vergleichs-weise klein. Dementsprechend sollte es möglich sein, allerelevanten Meinungen in einem ca. 20-köpfigen Forumzusammenzubringen. Neben der Definition der genauenRollen- und Zuständigkeitsverteilung wäre die Frage, werals Initiator bzw. Träger eines solchen Forums fungierenkönnte, als erstes zu klären. Da die Neutralität eine we-sentliche Voraussetzung für die Glaubwürdigkeit und denErfolg eines solchen Gremiums ist, sind die zukünftigenBetreiber/Antragsteller von CCS-Anlagen nicht als Initia-tor prädestiniert. Als Institutionen, die hierfür eher in Be-tracht kommen, wurden im Rahmen des TAB-Experten-workshops das BMU (bzw. das UBA), das Forum fürZukunftsenergien, der COORETEC Beirat oder derNachhaltigkeitsrat vorgeschlagen. Denkbar wäre auch,das Forum als unabhängiges Gremium direkt beim Kanz-leramt anzusiedeln, da die Belange unterschiedlicher Res-sorts tangiert sind. Hilfreich wäre sicherlich, wenn eineprominente auch in die Öffentlichkeit positiv hineinwir-kende Persönlichkeit für den Vorsitz des Forums gewon-nen werden könnte.

Eine fachlich vertiefte Behandlung möglicher Beratungs-themen legt die Einrichtung kleinerer Arbeitsgruppen zuspezifischen Themenschwerpunkten nahe, die ihre Ergeb-nisse in das CCS-Forum einbringen. Eine solche Arbeits-weise empfiehlt sich auch aufgrund des engen Zeitrah-mens, der für den nationalen Beteiligungsprozess zurVerfügung steht, da in diesem Rahmen grundlegende Fra-gestellungen zu klären wären, bevor Aktivitäten in einzel-nen Regionen aufgenommen werden.

Darüber hinaus sollte das nationale Beteiligungsverfahrendurch Informationsaktivitäten für die allgemeine Öffent-lichkeit begleitet sein, die die Rolle von CCS zur Errei-chung der Klimaziele und andere wichtige Aspekte the-matisieren. Gerade weil sich in der Öffentlichkeit nochkeine klaren Positionen zu CCS gebildet haben, liegt hierein großes Potenzial, durch umfassende, zielgruppenge-rechte Information sowie einen fairen transparenten Pro-zess das Vertrauen der Öffentlichkeit zu gewinnen unddie Akzeptanz für geplante Maßnahmen zu entwickeln.

Da es bekanntermaßen einen großen Unterschied aus-macht, ob man prinzipiell für ein bestimmtes Vorhaben istoder aber für dessen Realisierung in der direktenNachbarschaft (sog. NIMBY-Phänomen: „not in mybackyard“), ist es von höchster Relevanz, einen regiona-len Beteiligungsprozess anzustoßen, bevor konkreteStandortentscheidungen anstehen oder gar bereits getrof-fen wurden. Beteiligungsprozesse sind daher aus heutigerSicht insbesondere in den Regionen zu etablieren, in de-nen Aktivitäten im Hinblick auf eine (potenzielle) kom-merzielle Nutzung zur CO2-Lager im Untergrund vorge-

sehen sind. Diese Aktivitäten beginnen mit der Phase derAufsuchung geeigneter Standorte, die bereits relativ zeit-nah zu erwarten ist.

Die Realisierung von Pilotprojekten wird möglicherweisein einer betroffenen Region weniger kritisch beurteilt, so-dass hier ggf. reduzierte Anforderungen an die Akzeptanzbestehen. Dabei sollte jedoch die mögliche präjudizie-rende Wirkung von Pilotvorhaben für die spätere kom-merzielle Nutzung berücksichtigt werden.

Der Prozess sollte daher durch vorbereitende und flankie-rende Maßnahmen auf der nationalen Ebene und klarepolitische Signale zur Notwendigkeit der CCS-Nutzungunterstützt werden. Folgende Maßnahmen könnten Eck-pfeiler eines regionalen Beteiligungsprozesses sein:

– Ziel des Beteiligungsprozesses für die kommerzielleNutzung von CCS ist die Formulierung von stand-ortspezifischen Anforderungen an die Realisierungaus regionaler Sicht und die Verhandlung von Kom-pensationsmaßnahmen.

– Die betroffene/zu beteiligende Region ist differenziertnach dem Gebiet in der Umgebung der Verpressungs-einrichtungen sowie den weiteren Gebieten oberhalbder großflächigen Speicherformation zu ermitteln. DieGröße und Lage der zu beteiligenden Region orientiertsich an den potenziell denkbaren Auswirkungen desVorhabens und ergibt sich unter Berücksichtigung vonLage und räumlicher Erstreckung der potenziell geeig-neten Region.

– Die allgemeine Öffentlichkeit wird z. B. durch Bro-schüren, Internetangebote, Medien und Infoveranstal-tungen informiert und durch Diskussionsveranstaltun-gen, Bürgerforen und Dialoge mit allen interessiertenBürgern zu spezifischen Themenschwerpunkten aktivin das Verfahren einbezogen.

Bei der Entscheidung über den Umfang und die Intensitätvon Beteiligungsmaßnahmen ist zu berücksichtigen, dasseine spezifische Eigenschaft der CO2-Speicherung in derflächenmäßig großen Ausdehnung der potenziellen Spei-cherreservoirs besteht. Eine geologische Formation kannsich über eine Fläche von mehr als 100 km2 erstrecken.Damit ist prinzipiell eine entsprechende Region oberhalbdieser Formation potenziell betroffen, auch wenn auswissenschaftlicher Sicht Auswirkungen auf Mensch oderdie Umwelt auszuschließen sind. Bei fehlender Akzep-tanz kann dies dazu führen, dass eine Vielzahl von Ein-wendungen gegen ein Vorhaben erhoben wird (erfah-rungsgemäß kann deren Anzahl in Größenordnungen von100 000 und mehr vorstoßen, wie z. B. beim Ausbau desFlughafens Berlin-Schönefeld) und durch Nutzung vonKlagemöglichkeiten Entscheidungen erheblich verzögertwerden. Unter diesem Gesichtspunkt ist frühzeitig abzu-wägen, in welchen Gebieten einer potenziellen Standort-region der aktive Informationsaustausch mit Bevölkerungund Stakeholdern gesucht werden sollte, um den Umfangmöglicher Interventionen zu minimieren und eine mög-lichst einvernehmliche Realisierung des Vorhabens zu er-reichen.


VI. Rechtsfragen

Für die Erprobung, Einführung und Verbreitung der CCS-Technologie muss ein geeigneter Regulierungsrahmengeschaffen werden, der gleichzeitig drei Zielsetzungenverfolgen sollte: erstens die Bedingungen für die Zuläs-sigkeit der verschiedenen Komponenten der CCS-Tech-nologie (Abscheidung, Transport, Lagerung) schaffen,zweitens Anreize dafür setzen, dass Investitionen in dieCCS-Technologie getätigt werden und drittens sicherstel-len, dass CCS nicht an mangelnder Akzeptanz allgemeinund vor allem an den Standorten von Ablagerungsanlagenscheitert.

Im Folgenden wird zunächst erörtert, welche Aufgabenein Rechtsrahmen für CCS erfüllen sollte, im Anschlussdaran wird analysiert, welche Vorgaben die derzeit exis-tierenden Gesetze und Verordnungen machen und welcheDefizite im Hinblick auf die Regulierung von CCS beste-hen. Schließlich wird aufgezeigt, wie der zukünftigeRechtsrahmen für CCS ausgestaltet werden könnte. Da-bei wird vorausgesetzt, dass ein öffentliches Interesse ander Weiterentwicklung und dem Einsatz von CCS besteht –vor allem aus Gründen des Klimaschutzes. Es ist aller-dings nicht auszuschließen, dass diese Annahme imLichte zukünftiger Erfahrungen und Erkenntnisse modifi-ziert oder sogar revidiert werden könnte. Die Darstellungstützt sich wesentlich auf das vom TAB in Auftrag gege-bene Gutachten des Öko-Instituts (Öko-Institut 2007).

1. Aufgaben und Ziele eines Rechtsrahmens für CCS

Unabhängig von der Frage, wie die Ausgestaltung eineszukünftigen Rechtsrahmens für CCS erfolgt, sollte dieserdie folgenden generellen Aufgaben und Ziele verfolgen(s. a. die Überlegungen in OECD/IEA 2007, S. 25 ff.):

– Die rechtlichen Voraussetzungen müssen geschaffenwerden, damit CCS in Deutschland als eine Option zurErreichung der Klimaschutzziele realisiert werdenkann.

– Die Attraktivität von CCS für private Vorhabensträgersollte so wenig wie möglich eingeschränkt bzw. durchdas Setzen von Anreizen gefördert werden.

– Es muss geklärt werden, wie die bestehenden Interde-pendenzen zwischen Abscheidung, Transport und Ab-lagerung regulatorisch berücksichtigt werden können.

Nach derzeitigem Recht gibt es weder ein Verfahren fürdie Standorterkundung von Ablagerungsstätten noch fürdie Ablagerung von CO2. Das zu schaffende Regelwerkhätte deshalb:

– Forschungs-/Entwicklungs- und Erprobungsvorhabenkurzfristig zu ermöglichen, damit weitere Erkennt-nisse für die großtechnische Nutzung gewonnen undnoch bestehende Unsicherheiten beseitigt werden(z. B. über das Verhalten des CO2 im Untergrund nachder Injektion und Risiken der CO2-Ablagerung);

– sicherzustellen, dass Vorhaben nur zulassungsfähigsind, wenn Gefahren für Mensch und Umwelt ausge-schlossen sind bzw. ausreichende Maßnahmen zurVerhinderung getroffen werden;

– bei der konkreten untertägigen Standorterkundung derpotenziell geeigneten CO2-Ablagerungsstätten Nut-zungskonflikte mit Grundstückeigentümern und kon-kurrierenden Vorhaben zu lösen – vor dem Hintergrund,dass die Ablagerungsstätten eine Flächenausdehnungvon vielen Quadratkilometern erreichen können;

– einen Beitrag zur Vertrauensbildung und Akzeptanzder CCS-Technologie zu leisten, insbesondere durchdie frühzeitige Beteiligung öffentlicher und privaterInteressensträger und der Öffentlichkeit sowie die Ab-wägung aller öffentlichen und privaten Belange imZulassungsverfahren.

Ferner müsste der Rechtsrahmen bestehende Regelungsun-sicherheiten bzw. -lücken beseitigen, z. B. bei der Einstu-fung von CO2 als Abfall, der Haftung für Individual- undUmweltschäden durch CCS-Vorhaben oder der Anwend-barkeit von Umweltverträglichkeitsprüfungen. Durch eineklare Definition der Rechte und Pflichten aller beteiligtenAkteure sollte ein Höchstmaß an Rechtssicherheit für dieEntwicklung und Markteinführung der CCS-Technologiegeschaffen werden.

Der Gestaltungsspielraum des nationalen Gesetzgeberswird teilweise durch internationale Verpflichtungen undeuropäische Regelungen vorgeprägt. In der EU sindderzeit Aktivitäten zur Entwicklung gemeinsamer euro-päischer Standpunkte bei der Regulierung von CCS-Vorhaben im Gange (EU-Kommission 2007b, S. 8 f.).Selbstverständlich sind die normativen Maßstäbe deseuropäischen und nationalen Rechts zu berücksichtigen,u. a. das Vorsorgeprinzip, das Verursacherprinzip, die Ge-fahrenabwehr sowie eine hinreichende Öffentlichkeitsbe-teiligung.

2. Analyse des derzeitigen Rechtsrahmens

Die gegenwärtige Rechtslage enthält keinerlei Regelungen,die explizit für die CCS-Technologie geschaffen wurdenoder ausschließlich auf diese Technologie anwendbar sind.Der Regelungsbestand ist vielmehr dadurch gekennzeich-net, dass jeweils einzelne (umwelt)rechtliche Vorschriftenauch verschiedene CCS-Tatbestände erfassen würden.Dies führt einerseits zu Abgrenzungsschwierigkeiten zwi-schen den bestehenden Regelungsbereichen, sodass dieAnwendungsbereiche der in Betracht kommenden Ge-setze genau zu prüfen sind. Andererseits bestehen Rege-lungslücken, die geschlossen werden müssen, um ad-äquate rechtliche Standards bei der Anwendung der CCS-Technologie zu gewährleisten. Einen Überblick über dierelevanten und im Folgenden genauer untersuchten ge-setzlichen Regelungsbereiche für die gesamte Technolo-giekette von CCS (Abscheidung, Transport, Injektion undLagerung) gibt Tabelle 8.


2.1 Abscheidung von CO2

Immissionsschutz

Der Neubau eines Kraftwerks bzw. einer Industrieanlagebedarf einer Genehmigung nach dem Bundes-Immissions-schutzgesetz (BImSchG). Eine damit verbundene Anlagezur CO2-Abscheidung ist als umweltrelevante Nebenein-richtung einzustufen und damit von den Genehmigungsvo-raussetzungen (§ 6 Abs. 1 BImSchG) voll erfasst. Bei dernachträglichen Errichtung (Nachrüstung) einer CO2-Ab-scheidungsanlage muss zunächst geprüft werden, ob dieseine wesentliche Änderung der Anlage (§ 16 Abs. 1BImSchG) darstellt. Wenn dies der Fall ist, werden eineGenehmigungspflicht und die Beachtung der einschlägigenSchutz- und Vorsorgepflichten ausgelöst.

Eine Definition des Stands der Technik zur CO2-Abschei-dung im untergesetzlichen Regelwerk existiert bislangnicht und müsste für die großmaßstäbliche Anwendungvon CCS dringend erarbeitet werden.

Abfallrecht

Zur Beantwortung der Frage, ob beim weiteren Umgangmit CO2 nach der Abscheidung (Transport, Einbringungund Ablagerung) das Abfallrecht greift, muss zunächstdessen rechtlicher Status geklärt werden: Handelt es sichum Abfall oder aber um eine Emission bzw. ein Produkt?Diese Einordnung zieht unmittelbare Rechtsfolgen nachsich: Wird CO2 als Abfall eingestuft, hat dies u. a. zurFolge, dass beim Transport abfallrechtliche Vorschriften21

zu beachten sind und die Errichtung von Anlagen zur Ein-

21 Siehe die Regelungen zur Überwachung von Abfällen in § 40 Abs. 1KrW-/AbfG; die Verordnung (EWG) Nr. 259/93 zur Überwachungund Kontrolle der Verbringung von Abfällen innerhalb der, in die undaus der Europäischen Gemeinschaft (ABl. L 30 vom 6. Februar 1993,S. 1–28) sowie das Abfallverbringungsgesetz vom 30. September1994, BGBl. I, S. 2771; zuletzt geändert durch Verordnung vom31. Oktober 2006, BGBl. I, S. 2407.

Ta b e l l e 8

Für die CCS-Technologiekette relevante Regelungsbereiche

Quelle: eigene Zusammenstellung

Vorgang berührte Regelungsbereicheeinschlägige Gesetze/Verordnungen

Einschätzung

Abscheidung

Immissionsschutz BImSchG/BImSchV Bau von Abscheidungsanlagen bedarf der Genehmigung

Umgang mit Abfall KrW-/AbfG anzuwenden, falls CO2 als Abfall eingestuft wird

Transport

Transport von Abfall KrW-/AbfG anzuwenden, falls CO2 als Abfall eingestuft wird

Seetransport Gefahrgüter auf See GGVSee ist anzuwenden

Pipeline Umweltverträglichkeit UVPG legt allgemeinen Schutzmaßstab fest

Sicherheit von Rohrleitungen RohrFLtgV ist anzuwenden

Injektion und Lagerung

Bergbau u. ä. Aktivitäten unter Tage

BBergG/UVP-V in derzeitiger Form nicht anwendbar

Umgang mit Abfall KrW-/AbfG anzuwenden, falls CO2 als Abfall eingestuft wird

Immissionsschutz BImSchG/BImSchV Vorschriften für nichtgenehmigungs-bedürftige Anlagen anwendbar

Gewässer-/Grundwasser-schutz

WHG/GrWV Einleitung von CO2 bedarf der Genehmigung

Bodenschutz BBodSchG ggf. anwendbar


bringung und Ablagerung von CO2 ggf. einem Planfest-stellungsverfahren22 unterworfen ist.

Nach der Definition des Abfallbegriffs im deutschenRecht (§ 3 Abs. 1 S. 1 KrW-/AbfG) (der maßgeblichdurch das EG-Recht geprägt ist23) sind Abfälle:

– alle „beweglichen Sachen“,

– die unter die im Gesetz24 aufgeführten Abfallgruppenfallen und

– deren sich der Besitzer entledigt oder entledigen will(subjektiver Abfallbegriff) oder

– deren sich der Besitzer entledigen muss (objektiverAbfallbegriff).

CO2 in gasförmiger Form ohne jedes Behältnis ist keineSache im Sinne des Gesetzes (§ 90 BGB). CO2 ist recht-lich als Sache zu behandeln, sofern es räumlich abgrenz-bar ist (also z. B. von einem Behälter umschlossen ist)oder sofern es in verflüssigter Form vorliegt. Den Entle-digungswillen unterstellt, sind also verflüssigtes CO2 undgasförmiges CO2 in Behältern Abfall im Sinne des Ab-fallgesetzes (§ 3 Abs. 1 KrW-/AbfG). Falls das CO2 durchSchadstoffe verunreinigt ist und damit ein Gefährdungs-potenzial darstellt, käme der objektive Abfallbegriff(s. o.) zur Anwendung.

Pipelines sind nicht als Behälter im Sinne des Gesetzes(§ 2 Abs. 2 Nr. 5 KrW-/AbfG) anzusehen. Sollte also gas-förmiges CO2 in einer Pipeline transportiert werden, sowäre das Abfallrecht nicht anwendbar. Auch für die Abla-gerung des CO2 hat die Differenzierung Konsequenzen:

Eine Ablagerung von gasförmigem CO2 ohne Behälterwürde nicht dem Abfallregime unterliegen, eine Ablage-rung in verflüssigter Form hingegen schon.

Allerdings ist für den Transport (und auch die Ablage-rung) aus technischer Sicht der überkritische Zustand ambesten geeignet. Ob dieser Aggregatzustand dem flüssi-gen oder dem gasförmigen Zustand gleichzustellen ist,bedarf dringend einer rechtlichen Klärung (Tabelle 9).

Ta b e l l e 9

Abfallrechtliche Einstufung von CO2

Quelle: Öko-Institut 2007

2.2 Transport von CO2

Je nachdem, welcher Transportmodus gewählt wird, sindunterschiedliche Regelungen zu beachten. Im Folgendenwird nur der Pipelinetransport sowie der Überseetransportmit dem Schiff näher beleuchtet, da absehbar ist, dass an-dere Optionen (Tank-LKW, Binnenschiff) keine größereRolle spielen werden.

Im Falle eines Schiffstransports ist den Sicherheitsanfor-derungen der Gefahrgutverordnung See (GGVSee) Rech-nung zu tragen, da CO2 als gefährliches Gut im Sinne die-ser Verordnung einzustufen ist. Für den Pipelinetransportvon CO2 sind die allgemeinen Schutzmaßstäbe im Gesetzüber die Umweltverträglichkeitsprüfung (§§ 20 ff.UVPG) geregelt, die durch die Verordnung über Rohr-fernleitungsanlagen (RohrFLtgV)25 konkretisiert werden.Auf jeden Fall müssen beim Transport von großen Men-gen CO2 in Pipelines durch dicht besiedeltes Gebiet diebestehenden Regelungen für den Transport von Gasenhinsichtlich der Anforderungen an Sicherheit und Rück-haltefähigkeit überprüft werden.

2.3 Einbringung und Ablagerung von CO2

Bei der Injektion und Ablagerung von CO2 sind zahlrei-che Fragestellungen aus unterschiedlichen Rechtsgebie-ten zu klären. Hierzu gehören Immissionsschutzrecht,

22 Wenn die Anlage als Abfallbeseitigungsanlage nach § 30 ff. KrW-/AbfGeingestuft wird.

23 Vergleiche die Definition des Abfallbegriffs in Artikel 3 lit. a derRichtlinie 2006/12/EG.

24 Anhang I zu § 3 Abs. 1 KrW-/AbfG.

Exkurs: Rechtlicher Status des CO2 in bestehenden Projekten zur CO2-Lagerung im In- und Ausland

Im CO2SINK-Projekt in Ketzin (bei Potsdam) wurdenicht spezifiziert, ob das injizierte CO2 als industriellesErzeugnis oder als Abfallprodukt behandelt werden soll,da es sich nur um eine vergleichsweise kleine Mengehandelt (insgesamt 60 000 t CO2 in Lebensmittelquali-tät).

Für das geplante australische Projekt Gorgon wird dasCO2 als Nebenprodukt der Verarbeitung von Gas be-trachtet.

Im Projekt In Salah (Algerien) gilt das CO2 als Indus-trieprodukt, ebenso im Projekt RECOPOL (Polen).

Das Sleipner-Projekt (Norwegen) definiert das CO2 alsindustrielles Erzeugnis, da es als Resultat industriellerAktivitäten anfällt. Dies war allerdings − wegen der In-tention der Langzeitspeicherung − umstritten.

Quelle: OECD/IEA 2007, S. 29

Spezifikation abfallrechtliche Einstufung

gasförmiges CO2 (ungefasst)

Abfallrecht nicht anwendbar

gasförmiges CO2 in Behältern

Abfallrecht anwendbar

flüssiges CO2 Abfallrecht anwendbar

überkritisches CO2 (flüssig oder gasförmig)

unklar

25 Es könnte auch die Verordnung über Gashochdruckleitungen (GasH-DrLtgV) Anwendung finden, falls der Transport des CO2 in Gasver-sorgungsnetzen der Energieversorgungsunternehmen erfolgen soll.


Abfallrecht und Bergrecht ebenso wie wasserund bo-denschutzrechtliche Aspekte. Gegebenenfalls sind auchvölkerrechtliche Vorgaben zu beachten.

2.3.1 Völkerrechtliche VorgabenDas Völkerrecht ist vor allem bei der Ablagerung desCO2 in Meeresbodenschichten relevant. Die Ablagerungan Land erfolgt auf nationalem Gebiet, wo nationalesRecht anzuwenden ist.26 Bei den für Deutschland relevan-ten Abkommen handelt es sich um das Londoner Über-einkommen und das dazugehörige Protokoll, das Über-einkommen über den Schutz der Meeresumwelt desNordostatlantiks (OSPAR) sowie das Übereinkommenüber den Schutz der Meeresumwelt des Ostseegebiets(Helsinki Konvention, HELCOM).

Da diese Abkommen geschlossen wurden, lange bevorCCS als Klimaschutzmaßnahme in Betracht gezogenwurde, war zunächst unklar, ob die CO2-Lagerung in tiefengeologischen Schichten unter dem Meeresboden völker-rechtlich zulässig wäre. Dieser Klärungsbedarf wurde früh-zeitig erkannt27 und vor Kurzem wurden sowohl das Lon-doner Protokoll als auch OSPAR entsprechend ergänzt.

Das Londoner Übereinkommen über die Verhütung derMeeresverschmutzung durch das Einbringen von Abfäl-len und anderen Stoffen (Londoner Übereinkommen) solldie Verschmutzung des Meeres durch an Land produzier-ten Abfall verringern. Das dazugehörige Protokoll stelltkeine bloße Ergänzung des Londoner Übereinkommensdar, sondern ersetzt für die Vertragsstaaten, die es ratifi-ziert haben, das Londoner Übereinkommen (bis heute31 Länder einschließlich Deutschland).28 Das LondonerProtokoll verbietet das Einbringen („dumping“) von In-dustrieabfällen ins Meer von Schiffen und Offshoreplatt-formen aus. Eingeschlossen sind der Meeresboden undder Untergrund („subsoil“). Die Einleitung über Rohrlei-tungen von Land aus wäre erlaubt, wenn auch unter derVoraussetzung, dass die Einleitung genehmigungspflich-tig ausgestaltet wird und Regelungen getroffen werden,die eine Verschmutzung der Meeresumwelt vermeiden.

Da CO2 nicht auf der Positivliste der Stoffe stand, für dieeine Erlaubnis zur Einleitung geprüft und ggf. erteilt wer-den kann29, war es bis vor Kurzem noch unklar, ob dieCO2-Lagerung in tiefen Meeresbodenschichten nach demLondoner Protokoll zulässig wäre. Im November 2006wurde daraufhin die Positivliste ergänzt um „Kohlendio-xidströme aus Prozessen der Kohlendioxidabscheidungzur Sequestrierung“. Das CO2 muss allerdings eine hoheReinheit30 aufweisen und darf lediglich Spuren von Sub-

stanzen enthalten, die von den Ausgangsstoffen und demAbscheideprozess herrühren. Keinesfalls dürfen Abfälleoder andere Stoffe hinzugefügt werden, deren man sichauf diese Weise entledigen will. Im November 2007 sol-len Richtlinien verabschiedet werden, die sicherstellensollen, dass bei CCS-Aktivitäten die Ziele des LondonerProtokolls beachtet werden und die kurz- und langfristigeSicherheit der marinen Umwelt gewährleistet bleibt (IMO2007).

Ebenfalls auf die Rechtsunsicherheit reagiert wurde imRahmen der OSPAR-Konvention. Die Vertragsstaaten ha-ben im Juni 2007 die offenen Fragen im Hinblick auf dieEinlagerung von CO2 geklärt. Danach ist die Einlagerungim Meer und auf dem Meeresboden untersagt, die Einla-gerung in geologischen Meeresbodenschichten ist zuläs-sig, unterliegt aber strengen Anforderungen (OSPAR2007).

Im Rahmen von HELCOM sind soweit ersichtlich bislangnoch keine Überlegungen angestellt worden, wie CCS-Aktivitäten mit dem Übereinkommen in Einklang zubringen sind. Da jedoch die OSPAR-Konvention andereninternationalen Abkommen zum Schutz der marinen Um-welt vielfach als Vorbild dient (OECD/IEA 2005, S. 26),ist es nicht unwahrscheinlich, dass die HELCOM-Ver-tragsstaaten sich auf ein analoges Vorgehen einigen wer-den.

Insgesamt lässt sich festhalten, dass die Anpassung dervölkerrechtlichen Verträge zur Schaffung von Rechtssi-cherheit für CCS schon weiter fortgeschritten ist, als dieentsprechenden Aktivitäten auf nationaler und EU-Ebene.

2.3.2 ImmissionsschutzrechtAnlagen zur Ablagerung von CO2 müssen derzeit wohlals nichtgenehmigungsbedürftige Anlagen im Sinne desBundesimmissionsschutzgesetzes (BImSchG) eingestuftwerden.31 Zwar müssen auch Betreiber von nichtgeneh-migungsbedürftigen Anlagen Abwehr- und Schutzpflich-ten (gemäß §§ 22 bis 25 BImSchG) einhalten, eine Öf-fentlichkeitsbeteiligung ist hier aber nicht vorgesehen. Eswäre zu prüfen, ob sie aufgrund ihres Gefahrenpotenzialsals genehmigungsbedürftige Anlagen eingestuft und indie Durchführungsverordnung (4. BImSchV) aufgenom-men werden müssen.

2.3.3 AbfallrechtGasförmiges CO2, das nicht in Behältern gefasst ist, fälltnicht unter den Abfallbegriff. Folglich sind abfallrechtli-che Genehmigungen nicht erforderlich. Für verflüssigtesCO2 kommt die Anwendung des Abfallrechts jedoch inBetracht und für den überkritischen Aggregatzustand isteine Klärung des rechtlichen Status notwendig.

Das Abfallrecht enthält Genehmigungsinstrumente (Plan-feststellung für Abfallbehandlungsanlagen) und materi-elle Vorgaben, z. B. hinsichtlich der Einstufung, Überwa-chung von Abfall oder der Langzeitsicherheit für

26 Nationales Recht erstreckt sich auch auf das Küstenmeer bzw. denFestlandsockel. Bei grenzüberschreitenden Projekten muss eine bila-terale Abstimmung erfolgen.

27 Für die Londoner Konvention 2004, für OSPAR 2002.28 Londoner Übereinkommen über die Verhütung der Meeresver-

schmutzung durch das Einbringen von Abfällen und anderen Stoffenvom 29. Dezember 1972 sowie das Protokoll vom 7. November 1996zum Londoner Übereinkommen.

29 Annex 1 des Londoner Protokolls.30 Allerdings wurde der verwendete Terminus „overwhelmingly“ nicht

genau definiert. 31 … da sie nicht im Anhang der 4. BImSchV aufgeführt sind.


eingelagerte Abfälle, die für die Regelung von CCS-Vor-haben genutzt werden könnten. Allerdings ist zu beden-ken, dass das Abfallrecht keine Instrumente zur Lösungvon für CCS typischen Konflikten enthält (z. B. zur Auf-suchung von Lagerstätten und dabei entstehender Nut-zungsrechte oder der Klärung der Rechtsverhältnisse mitden Grundstückseigentümern der Lagerstätten).

2.3.4 Bergrecht

Der Geltungsbereich des Bundesberggesetzes (BBergG)erstreckt sich auf bergfreie und grundeigene Boden-schätze (einschließlich des Aufsuchens, Gewinnens undAufbereitens) (BBergG § 2(1)) sowie auf die Errichtungund den Betrieb von Untergrundspeichern (inkl. Untersu-chung des Untergrundes auf seine Eignung) (BBergG§ 2(2)). Der Begriff der Speicherung im Gesetz hebt aufeine spätere Wiederverwendung des eingelagerten Stoffesab und soll der Abgrenzung gegenüber der Abfallbeseiti-gung dienen. Eine Wiederverwendung ist für im Unter-grund gelagertes CO2 aber im Allgemeinen nicht beab-sichtigt. Daher ist das Bergrecht auf diesem Wege nichtanwendbar. Da CO2 auch kein Bodenschatz im Sinne desBergrechts ist, kann das Bundesberggesetz in der derzeitgeltenden Form nicht auf CCS angewendet werden.

Eine relativ unkomplizierte Möglichkeit, den Geltungsbe-reich des Bergrechts auf CCS auszudehnen, bestünde da-rin, z. B. „räumlich abgrenzbare Gesteinsformationen, diefür die Ablagerung von CO2 im Rahmen von CCS ver-wendet werden können“ als bergfreie Bodenschätze imBergrecht einzuführen, z. B. durch eine gesetzliche Fik-tion32 (eine ausführlichere Diskussion dieser Option er-folgt in Kapitel VI.3.1).

2.3.5 Wasserrecht

Nach dem Wasserhaushaltsgesetz (WHG) sind auch dietieferen Gewässerströme (Tiefengrundwasser) vomGrundwasserbegriff erfasst. Die Ablagerung des CO2 so-wohl in salinen Aquiferen als auch in Erdgasspeichernwürde daher den Tatbestand des Einleitens von Stoffen indas Grundwasser erfüllen (§ 3 Abs. 1 Nr. 5 WHG) unddemnach einer wasserrechtlichen Genehmigung bedür-fen. Die Erteilung einer Erlaubnis zur Einleitung nachdem WHG unterliegt einem strengen Prüfungsmaßstab.Zu nennen ist hier vor allem das explizite Verschlechte-rungsverbot (§ 33a WHG). Damit soll die Einhaltung derUmweltziele (Vermeidung nachteiliger Veränderungendes mengenmäßigen und chemischen Zustands desGrundwassers) gewährleistet werden.

Gleichwohl wäre es sinnvoll, das Wasserrecht punktuellanzupassen, denn gegenwärtig ist die CO2-Ablagerung inden relevanten, dem Grundwasserschutz dienenden Vor-schriften nicht explizit genannt. Dieser Mangel könntesich letztlich auf die Rechtssicherheit auswirken sowiedie Qualität der Prüfung und Überwachung beeinträch-tigen. Dabei sollten insbesondere klare Tatbestände

definiert werden. Dies gilt über die nationalen Grundwas-servorschriften hinaus auch für europarechtliche Rege-lungen.33

2.3.6 Bodenschutzrecht

Das Bodenschutzrecht könnte auf CCS-Aktivitäten an-wendbar sein. Daraus würden sich für den Betreiber einerAblagerungsanlage für CO2 unter anderem Vorsorge-pflichten (nach § 7 BBodSchG) ergeben. Vorsorgemaß-nahmen können von der zuständigen Behörde angeordnetwerden, wenn die Besorgnis einer schädlichen Bodenver-änderung besteht. Ein besonderes Augenmerk ist auf einegenaue Abgrenzung zwischen Wasser- und Bodenschutz-recht zu legen, da mit der Errichtung eines eigenständigengesetzlichen Schutzregimes für den Boden das im Unter-grund versickernde Wasser dem Regelungsbereich desWasserhaushaltsgesetzes entzogen und dem Boden-schutzrecht zugeordnet worden ist („Bodenlösung“ in § 2Abs. 1 BBodSchG).

2.4 Verfahrensrechtliche Anforderungen

Nach der gegenwärtigen Rechtslage ist für alle drei Pha-sen des CCS ein eigenes Verwaltungsverfahren durchzu-führen. Für die Genehmigung der Abscheidung kommt inerster Linie ein immissionsschutzrechtliches Genehmi-gungsverfahren in Betracht. Die Genehmigung des CO2-Transports ist von der Art der technischen Durchführungabhängig, für die Errichtung und den Betrieb einer Pipe-line wäre ein Planfeststellungsverfahren (nach denGrundsätzen der §§ 20 ff. UVPG) durchzuführen. Für dieAblagerung wiederum sind insbesondere das immissions-schutzrechtliche Genehmigungsverfahren oder das berg-bzw. abfallrechtliche Planfeststellungsverfahren in Be-tracht zu ziehen.

Es böte sich an, CCS-Vorhaben UVP-pflichtig zu ma-chen. Dies wäre eine wichtige Voraussetzung dafür, dassdie möglichen Umweltauswirkungen des Vorhabens früh-zeitig erkannt sowie ein hohes Maß an Öffentlichkeitsbe-teiligung und damit Akzeptanz erreicht werden. Nach dergegenwärtigen Rechtslage bestehen hier allerdings gra-vierende Lücken. Zwar unterliegen die Errichtung undder Betrieb bergbaulicher Anlagen zur Gewinnung vonbergfreien Bodenschätzen (§§ 52 Abs. 2a S. 1, 57c S. 1Nr. 1 BBergG) einer UVP-Pflicht. Für Anlagen zur unter-irdischen Ablagerung von CO2 sind diese Regelungen je-doch derzeit nicht anwendbar. Hier besteht dringenderKlärungsbedarf.34

2.5 Haftung für Schäden bei Abscheidung, Transport und Lagerung

Weder für den Ersatz von Umweltschäden noch für denErsatz von Individualschäden gibt es derzeit ausreichendeHaftungsregelungen in Bezug auf CCS.

32 Auf ähnliche Weise wurde vor Kurzem schon „Erdwärme und die imZusammenhang mit ihrer Gewinnung auftretenden anderen Ener-gien“ als bergfreier Bodenschatz definiert (BBergG § 3(3)2.b).

33 Einschlägig sind die Wasserrahmenrichtlinie (RL 2000/60/EG, ABl.Nr. L 372 S. 1) sowie die Grundwasserrichtlinie (RL 2006/118/EG,ABl. Nr. L 372 S. 19).

34 Zur Klärung müsste die für die UVP-Pflicht entscheidende Liste imAnhang 1 des UVPG in Bezug auf CCS ergänzt werden.


Haftung bei Umweltschäden

Mit dem neuen Umweltschadensgesetz (USchadG)35

wurde die Kategorie des Umweltschadens in das deutscheRecht eingeführt. Hiermit steht eine Schadenskategoriezur Verfügung, die prinzipiell geeignet ist, auch die Schä-digung der Umwelt durch die CCS-Technologie in einemHaftungsregime zu erfassen. Gleichwohl reicht das beste-hende Instrumentarium noch nicht aus, um alle auftreten-den Fragen im Zusammenhang mit einer CCS-Haftung zuklären.

Unklarheiten bestehen unter anderem dabei, für welcheTätigkeiten eine Haftung vorgesehen ist, bei der De-ckungsvorsorge und bei der Frage, ob die Verjährungs-frist für Ausgleichsansprüche von 30 Jahren auch für dieCCS-Technik gelten soll. Schließlich kann die Ablage-rung von CO2 Auswirkungen für einen sehr langen Zeit-raum haben, sodass fraglich ist, ob eine Begrenzung derHaftung auf 30 Jahre angemessen ist. Dies umso mehr, daes nicht einfach sein wird, den genauen Zeitpunkt einerLeckage zu bestimmen. Unklar ist auch, wie damit umzu-gehen ist, wenn die Leckage zwar vor 30 Jahren entstan-den ist, aber auch danach noch CO2 ausströmt.

Haftung bei Personen- und Sachschäden

Es bestehen gegenwärtig ebenfalls keine ausreichendenBestimmungen, um die Haftung bei möglichen Personen-und Sachschäden durch CCS zu regulieren. Für möglicheErgänzungen käme insbesondere das Umwelthaftungsge-setz (UmweltHG) in Betracht. Klärungsbedarf besteht vorallem im Hinblick auf die unter die Haftung zu subsumie-renden CCS-Anlagen und die Zeitdauer der Haftung.

Sowohl für ökologische Schäden als auch für Personen-und Sachschäden gilt der Haftungsausschluss für Schä-den, die durch höhere Gewalt oder durch unabwendbareNaturereignisse hervorgerufen werden. Dies könnte pro-blematisch sein, da es unter Umständen unmöglich seinwird zu beweisen, ob z. B. ein Erdbeben auf natürlichemWege oder durch die CCS-Aktivitäten ausgelöst wurde.

3. Was tun, damit CCS rechtlich zulässig ist?

Die Schaffung eines Regulierungsrahmens für CCS be-deutet eine doppelte Herausforderung: Geht man einer-seits davon aus, dass im Sinne des Klimaschutzes die zü-gige Einführung von CCS im industriellen Maßstab imöffentlichen Interesse liegt, so wird es erforderlich sein,kurzfristig erste CCS-Vorhaben zuzulassen, um Erfahrun-gen mit dieser Technologie zu sammeln. Diese Erfahrun-gen werden sowohl zur Weiterentwicklung der Technikals auch für die politisch-rechtliche Steuerung benötigt.Es gibt in Deutschland mehrere Unternehmen, die bereitskonkrete Vorhaben mit diesem Ziel planen, teilweise imfortgeschrittenen Stadium. Ohne kurzfristige Anpassung

des derzeitigen Rechts sind die geplanten Vorhaben je-doch unzulässig.

Andererseits ist eine Regelungskonzeption anzustreben,die alle relevanten Aspekte in den Blick nimmt: die ge-zielte Nutzung der nur begrenzt vorhandenen Ablage-rungskapazitäten, die Berücksichtigung konkurrierenderNutzungsansprüche, die Schaffung von Transparenz, dieraumplanerischen Herausforderungen, die Integration indas Klimaschutzregime etc. Eine solche Regelungskon-zeption würde wesentlich zur Akzeptanz und Konflikt-vermeidung beitragen. Dies erfordert jedoch ausreichendZeit – aller Erfahrung nach etliche Jahre – für Ausarbei-tung, Diskussion, Herbeiführung der Entscheidung undUmsetzung.

Daher bietet sich ein zweistufiges Vorgehen an: Im Zugeeiner kurzfristig zu realisierenden Interimslösung solltendie rechtlichen Voraussetzungen geschaffen werden, da-mit Vorhaben, die überwiegend der Erforschung und Er-probung der CO2-Ablagerung dienen, zeitnah gestartetwerden können. Gleichzeitig sollte ein umfassender Re-gulierungsrahmen entwickelt und möglichst auf EU-Ebene und international abgestimmt werden, der allenAspekten der CCS-Technologie Rechnung trägt. Dieserkönnte dann die Interimsregulierung ablösen, sobald dergroßtechnische Einsatz von CCS ansteht.

Damit die Industrie die CCS-Technologie erfolgreich ent-wickeln und im Markt etablieren kann, ist ein hohes Maßan Planungs- und Rechtssicherheit dringend erforderlich.Daher sollte auch der längerfristige Rechtsrahmen für dieCCS-Technologie möglichst frühzeitig absehbar sein, undes sollte beim Übergang zu diesem Rechtsrahmen keinSystemwechsel vollzogen werden.

3.1 Interimslösung zur Ermöglichung von Forschungs- und Erprobungsvorhaben

Im Folgenden wird eine Möglichkeit skizziert, wie kurz-fristig ein Rechtsrahmen geschaffen werden kann, der dieStandortsuche und die Ablagerung von CO2 für Vorha-ben, die überwiegend der Erforschung und Erprobung derCO2-Ablagerung dienen, gestattet. Es werden zum einenMindestelemente dieser Interimsregelung dargestellt undzum anderen anhand verschiedener Regelungsaspekte be-gründet, warum eine solche Lösung nicht als dauerhafterRahmen für CCS im Großmaßstab ausreicht. Daher solltedieser Interimsrahmen eine klar definierte Geltungsdauerhaben, um klarzustellen, dass er durch eine umfassendeCCS-Regelungskonzeption abgelöst wird. Die Betonungdes Ausnahmecharakters ist insbesondere auch deshalberforderlich, weil ansonsten die Schaffung von öffentli-cher (regionaler) Akzeptanz auch langfristig gefährdetsein kann.

Kernelement eines kurzfristigen Regelungsrahmens wäredie Schaffung eines Zulassungstatbestands im Bergrecht.Ablagerungsstätten für CO2, wie z. B. saline Aquifere,könnten (ähnlich wie bei der Erdwärme) durch eine Ge-setzesfiktion den bergfreien Bodenschätzen gleichgestelltwerden. Dies könnte beispielsweise durch die Aufnahmeeiner entsprechend neuen Nr. 3 in § 3 Abs. 3 BBergG

35 Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie des Europäischen Parlamentsund des Rates über die Umwelthaftung zur Vermeidung und Sanie-rung von Umweltschäden (Umweltschadensgesetz) Bundesgesetz-blatt vom 14. Mai 2007, Teil I, 2007, Nr. 19, S. 666 ff.


erfolgen: „räumlich abgrenzbare Gesteinsformationen,die für die Ablagerung von CO2 im Rahmen von CCSverwendet werden können“.

Da die Ablagerung von CO2 in wasserführende Gesteins-schichten als Einleiten von Stoffen in das Grundwasser zuwerten ist und damit einer wasserrechtlichen Erlaubnisbedarf, ist zu klären, ob bestehende Ausnahmegenehmi-gungen in der EU-Grundwasserrichtlinie (unter anderemwird die Einleitung von Gas bzw. Flüssiggas zu Spei-cherzwecken ausdrücklich als Ausnahme genannt) für dasEinleiten von CO2 anwendbar sind oder ob ein neuer Aus-nahmetatbestand geschaffen werden sollte. Auf der natio-nalen Ebene konkretisiert die deutsche Grundwasserver-ordnung den Umgang mit wassergefährdenden Stoffen.CO2 ist momentan jedoch nicht vom Anwendungsbereichder Verordnung erfasst. Anders könnte es bei darin ent-haltenen Verunreinigungen aussehen, deren Art und Qua-lität von den eingesetzten Brennstoffen abhängen. Umder Genehmigungsbehörde eine Entscheidungsgrundlagezur Verfügung zu stellen, wäre die Anpassung der Grund-wasserverordnung ein gangbarer Weg.

Die entsprechenden bergrechtlichen Instrumente zumAufsuchen und Gewinnen von bergfreien Bodenschätzenstellen ein geeignetes Instrumentarium zur Regelung vonEigentums- und Nutzungskonflikten bei der Erkundungvon CO2-Ablagerungsstätten und der Ablagerung zurVerfügung. Die Bergbauberechtigungen enthalten hierbeiinsbesondere folgende relevante Regelungen:

– Der Inhaber einer Erlaubnis hat ein ausschließlichesRecht zum Aufsuchen in seinem Gebiet und ist so vorkonkurrierenden Aufsuchenden geschützt (§ 7 Abs. 1BBergG).

– Verweigert ein Grundstückseigentümer die Nutzungseines Grundstücks für das Aufsuchen einer geeigne-ten geologischen Formation, kann die zuständige Be-hörde bei Vorliegen eines öffentlichen Interesses seineZustimmung ersetzen (§ 40 Abs. 1 BBergG).

– Die Behörde muss die Erlaubnis zum Aufsuchen vonBodenschätzen versagen, falls Lagerstätten mit Bo-denschätzen, die für die Volkswirtschaft von besonde-rer Bedeutung sind und deren Schutz deshalb im öf-fentlichen Interesse liegt, beeinträchtigt werdenkönnen (§ 11 Nr. 9 BBergG). Dies gilt z. B. für Nut-zungskonflikte mit dem Aufsuchen und Gewinnen vonErdgas. Aber auch das Interesse an der Gewinnungvon geothermischer Energie – die durch gesetzlicheFiktion einem bergfreien Bodenschatz gleichgestelltist – müsste mit dem Interesse am Aufsuchen einerCO2-Lagerstätte abgewogen werden.

– Der Inhaber einer Erlaubnis für das Aufsuchen vonBodenschätzen hat aus Gründen des Investitionsschut-zes den Vorrang zur Nutzung der in der Erlaubnis er-fassten Bodenschätze (§ 12 Abs. 2 BBergG).

Der Ansatz, die Erkundung und den Betrieb von CO2-Ab-lagerungsstätten über das Bergrecht zu regeln, hätte fürdie Pflicht zur Erstellung von Betriebsplänen (u. a. Rah-men-, Haupt- und Abschlussbetriebsplan), für die Prü-

fung der Umweltverträglichkeit von Vorhaben und dieBeteiligung der Öffentlichkeit eine Reihe von Auswir-kungen.

Für die Erkundung von CO2-Ablagerungsstätten wäre(ebenso wie für das Aufsuchen von Bodenschätzen) keinbergrechtliches Planfeststellungsverfahren vorgeschrie-ben. Dies hätte zur Folge, dass z. B. eine Öffentlichkeits-beteiligung oder die Beteiligung von anerkannten Natur-schutzverbänden bei der Erkundung nicht vorgesehenwäre (vgl. § 54 Abs. 2 BBergG). Betroffene Gemeindenund Behörden hätten nur das Recht, von der Bergbehördeunterrichtet und angehört zu werden; die Bergbehördemüsste aber ein Einvernehmen für die Entscheidung überden Betriebsplan nicht herbeiführen, sondern würde ei-genverantwortlich (nach den Voraussetzungen des § 55BBergG) entscheiden. Unter bestimmten Umständenwäre für die Erkundung nicht einmal eine Betriebsplan-pflicht vorgesehen.36 Insgesamt entspräche dieses Verfah-ren kaum einem hohen Standard an Transparenz und Ver-trauensbildung.

Für die Ablagerung von CO2 wäre ein Rahmenbetriebs-plan im Planfeststellungsverfahren nicht zwingend durch-zuführen, da dies nicht im Katalog der UVP-pflichtigenBergbauvorhaben37 aufgeführt ist. UVP und Öffentlich-keitsbeteiligung sind allerdings wichtige Bausteine fürdie Schaffung von Vertrauen auf eine ergebnisoffene undsorgfältige Prüfung des Vorhabens. Dies ist gerade bei ei-ner Technologie, über deren Auswirkungen noch keinetablierter Kenntnisstand existiert, ein entscheidenderFaktor vor allem auch für die regionale Akzeptanz. Die-sem Mangel könnte durch eine entsprechende Ergänzungder UVP-V Bergbau abgeholfen werden. In diesem Fallwäre eine Öffentlichkeitsbeteiligung durchzuführen unddie anerkannten Naturschutzverbände wären zu beteili-gen. Darüber hinaus sollten auch Maßnahmen zur Öffent-lichkeitsbeteiligung erwogen werden, die über die gesetz-lichen Mindestanforderungen hinausgehen (s. hierzuKapitel V „Öffentliche Meinung und Akzeptanz“).

Andere Behörden, wie die Abfall- oder Wasserschutzbe-hörde, hätten im Genehmigungsverfahren keine Mitent-scheidungsbefugnis (Einvernehmen, Zustimmung), son-dern die Planfeststellungsbehörde (d. h. das zuständigeBergamt) würde selbstständig unter Anhörung der ande-ren Fachbehörden entscheiden. Angesichts der bedeuten-den Belange im Grundwasserschutz und möglicher erheb-licher Folgen ist es fraglich, ob eine Regelung derZulassung der Ablagerung, die nicht das Einvernehmenmit der Wasserbehörde vorsieht, angemessen ist.

Darüber hinaus birgt die skizzierte Interimslösung imRahmen des bisherigen Bergrechts die Gefahr, dass dieStandorterkundung und -nutzung für CO2-Ablagerungs-stätten nach dem „Windhundprinzip“ durchgeführt wer-den kann. Dies wäre für Erforschung und Erprobung von

36 Solange nur z. B. folgende Verfahren genutzt werden: geoelektrischeoder geochemische Verfahren, die Anfertigung von Luftaufnahmen,Seismik und Tätigkeiten, bei denen zum Eingraben von Aufsu-chungsgeräten nur wenig Erdreich abgegraben und sogleich wiederaufgeschüttet wird.

37 In der UVP-V Bergbau.


CCS zwar akzeptabel. Bei der großmaßstäblichen An-wendung könnte es aber zu einer suboptimalen Verteilungderjenigen unterirdischen geologischen Formationenkommen, die für untereinander konkurrierende Nutzun-gen infrage kommen. In einem langfristig angelegtenRechtsrahmen müsste dies verhindert werden.

Langzeitsicherheit

Um die Langzeitrisiken zu minimieren, müssen sowohlfür die Standortauswahl von Ablagerungsstätten als auchfür deren Betrieb Mindeststandards etabliert werden.Orientierende Hinweise für mögliche CCS-Regelungen inBezug auf Langzeitsicherheitsnachweise finden sich inden analogen Vorschriften im Atom- und Abfallrecht.38

Folgende Vorgaben für einen Langzeitsicherheitsnach-weis bei der CO2-Sequestrierung könnten in Betracht ge-zogen werden:

Zur Untersuchung des Gesamtsystems sollten zunächsteinige Basisinformationen (unter Beachtung standortspe-zifischer und regionaler geologischer Gegebenheiten) zugeologischen und hydrogeologischen Verhältnissen (z. B.Grundwasserbewegungen) sowie zur Ablagerungsmög-lichkeit, zum Reaktionsverhalten (Löslichkeit, Wechsel-wirkungen mit anderen Stoffen, Einfluss der Gasbildung,Ausbreitung), zum Einfluss von Mikroorganismen und zumöglichen Entwicklungen (Abtragungen, Erdbewegun-gen usw.) ermittelt werden. Anhand der Basisinformatio-nen sollte anschließend eine Sicherheitsanalyse mithilfevon (deterministischen) Modellrechnungen und ein Si-cherheitskonzept entwickelt werden. Für den letztendli-chen Nachweis der Langzeitsicherheit erscheint schließ-lich eine umfassende Bewertung der natürlichenBarrieren, der technischen Eingriffe auf die natürlichenBarrieren, der technischen Barrieren, der Standsicherheitder Hohlräume, der Ausbreitungsformen- und Geschwin-digkeiten des CO2, möglicherweise gefährdender Ereig-nisse und deren Folgen sowie eine zusammenfassendeBewertung des Gesamtsystems vonnöten. Alle Untersu-chungen und Berechnungen sollten nach dem Stand vonWissenschaft und Technik erfolgen. Darüber hinaus soll-ten das methodische Vorgehen, die Szenarienwahl sowiedie angewandten Modelltechniken und Bewertungsmaß-stäbe und auch die Schlüssigkeit der Angaben von unab-hängigen Gutachtern überprüft werden.

Über die Einhaltung von Mindeststandards hinaus wärez. B. der Einsatz von haftungspolitischen Instrumenten zuerwägen, die dem Leckagerisiko Rechnung tragen, damitein fairer Wettbewerb von CCS mit anderen Optionen zurEmissionsvermeidung (z. B. Steigerung der Energieeffi-zienz, Erneuerbare Energien) gewährleistet werden kann.

Nachsorge

Bei der geologischen CO2-Lagerung müssen die langfris-tige Sicherheit der Speicherung und die Nachsorge für die

Anlagen auch nach dem Ende der operativen Phase ge-währleistet sein. Dies ist bereits für erste Erforschungs-und Erprobungsvorhaben sicherzustellen; beim großmaß-stäblichen Einsatz der CO2-Lagerung gewinnt dieser The-menkreis noch erheblich an Bedeutung.

Die Nachsorge nach dem Bergrecht endet entweder nachDurchführung des Abschlussbetriebsplans (§ 53 BBergG)oder durch Anordnung (§ 71 Abs. 3 BBergG). Die Anord-nung ergeht „zu dem Zeitpunkt, in dem nach allgemeinerErfahrung nicht mehr damit zu rechnen ist, dass durch denBetrieb Gefahren für Leben und Gesundheit Dritter, für an-dere Bergbaubetriebe und für Lagerstätten, deren Schutzim öffentlichen Interesse liegt, oder gemeinschädliche Ein-wirkungen eintreten werden“ (§ 69 Abs. 2 BBergG).39 Da-bei ist zu beachten, dass die Bergaufsicht nach deren Been-digung nicht wieder auflebt, wenn sich nachträglich eineGefährdung ergibt (Boldt/Weller, Bundesberggesetz, § 69Rn 19). Eine Nachsorge nach dem Abfallrecht käme nur inBetracht, wenn CO2-Lager als Abfallbeseitigungsanlagenaufgefasst würden (§ 36 KrW-/AbfG).

Eine der größten rechtlichen Unsicherheiten besteht hin-sichtlich der Frage, wer die langfristige Betriebssicherheitder Ablagerungsstätten überwacht („Monitoring“), wel-che Behörden diese Überwachung kontrollieren und werdie Kosten der Überwachung trägt (WD 2006, S. 30).

3.2 Grundzüge eines langfristigen Regelungs-rahmens für CCS

Für die gesetzestechnische Umsetzung eines CCS-Rechtsstehen verschiedene Wege offen. So könnte erstens ein ei-genes Fachgesetz („CCS-Gesetz“) für die umfassendeRegelung von CCS neu geschaffen werden. Denkbarwäre zweitens die Anpassung der verschiedenen tangier-ten Fachgesetze durch ein Artikelgesetz. Als dritte Optionkommt die Integration in das derzeit in Arbeit befindlicheUmweltgesetzbuch (UGB) in Betracht, dessen erste Teilezum Ende dieser Legislaturperiode verabschiedet seinsollen. Jede dieser Möglichkeiten besitzt ihre spezifi-schen Stärken und Schwächen, sowohl in Bezug auf dasGesetzgebungsverfahren als auch auf die inhaltlichen As-pekte.

Für die Integration in das UGB spricht, dass damit einerweiteren Zersplitterung des Umweltrechts entgegenge-wirkt würde. Ein weiteres Argument dafür ist, dass diehohen Integrationserfordernisse einer CCS-Regulierungbesonders von der ganzheitlichen Konzeption des UGBprofitieren könnten. Gegen die Aufnahme in das UGBspricht, dass damit das Vorhaben zur Schaffung einesUGB weiter an Komplexität zunimmt. Aufgrund derVielzahl von offenen Fragen könnte zudem ein zügigesVoranschreiten der CCS-Gesetzgebung behindert werden,zumal derzeit nur solche Vorhaben im UGB geregelt wer-den sollen, deren Regulierung in alleiniger Federführungdes Bundesumweltministeriums (BMU) liegt.38 Eine gesetzlich niedergelegte Regelung zu Langzeitsicherheitsnach-

weisen inklusive einer Begriffsbestimmung und von Kriterien für dieDurchführung solcher Nachweise findet sich in der sog. Versatzver-ordnung (Verordnung über den Versatz von Abfällen unter Tage vom24. Juli 2002, BGBl. I 2002, S. 2833).

39 Wie diese Bestimmung für CCS-Projekte angewendet werden kann,ist fraglich, da eine „allgemeine Erfahrung“ (noch) nicht existiert.


Die Beantwortung der Frage, ob ein eigenständiges CCS-Gesetz oder ein Artikelgesetz zielführender ist, hängt da-von ab, ob man CCS als eigenen Regelungsbereich ein-schätzt, der dann selbstständig neben dem bisherigenRecht stünde, oder aber als eine Querschnittsmaterie. Imletzteren Fall wäre eine Verschmelzung und Harmonisie-rung neuer und alter Regelungen im Zuge eines Artikel-gesetzes unter Umständen der effektivere Weg.40 Ein Ar-tikelgesetz würde aber die Änderung einer Vielzahlbestehender Gesetze erfordern, da die drei ElementeAbscheidung, Transport und Ablagerung jeweils in unter-schiedlichen Fachgesetzen anzusiedeln wären. Die Be-rücksichtigung von Abgrenzungsproblemen zwischeneinzelnen Rechtsgebieten und -vorschriften würde zurKomplexität eines Artikelgesetzes beitragen. Dies giltinsbesondere für den Umgang mit Nutzungskonkurrenzenund mit Fragen der Raumordnung bei CO2-Abscheidungund -Ablagerung.

Die Schaffung eines einheitlichen CCS-Gesetzes hätteden Vorzug, dass alle Vorschriften zusammenhängendgeregelt würden und sich das Gesetz „aus einem Guss“präsentieren würde. Im Hinblick auf die öffentliche Ak-zeptanz und Transparenz wäre dies vorteilhaft. Die ge-genseitigen Abhängigkeiten der drei Elemente Abschei-dung, Transport und Ablagerung könnten in einem CCS-Gesetz besser berücksichtigt werden. Auch für übergrei-fende Fragen (z. B. Emissionshandel) wäre eine inte-grierte Betrachtungsweise vorteilhaft. Dies würde aller-dings ein hohes Maß an Koordination und Weitsichterfordern.

Berücksichtigt man politische Randbedingungen und Ge-setzgebungsverfahren, so ist der nach der Föderalismus-reform in einigen Bereichen gestiegene Einfluss der Bun-desländer zu berücksichtigen.41 Dies gilt jedoch fürjegliche Option der gesetzestechnischen Umsetzung.

Eckpunkte eines CCS-Gesetzes

Unabhängig davon, welche der oben diskutierten Rege-lungsoptionen letztendlich präferiert wird, lassen sich dieRegelungserfordernisse am klarsten am Beispiel einesCCS-Gesetzes diskutieren. Im Folgenden wird daher einVorschlag für Eckpunkte eines CCS-Gesetzes zur Diskus-sion gestellt. Dieser wurde im Rahmen des TAB-Projektsvom Öko-Institut erarbeitet (Öko-Institut 2007) und aufeinem Expertenworkshop am 18. Januar 2006 mit Vertre-tern aus Wissenschaft, Industrie und Umweltverbändenandiskutiert.

Unter der Voraussetzung, dass sich die langfristige Spei-cherung von CO2 in geologischen Formationen als tech-nisch machbar erweist und CCS damit eine Option zumKlimaschutz darstellen kann, müsste ein CCS-Gesetz denfolgenden Anforderungen und Zielen Rechnung tragen:

– Feststellung, dass die langfristig sichere Speicherungvon CO2 im öffentlichen Interesse ist.

– Festlegung grundsätzlich als geeignet angesehener Se-questrierungsverfahren und dafür geeigneter Regionenund ggf. konkreter Standorte im Rahmen eines bun-desweiten Plans zur Ablagerung von CO2 („CCS-Plan“).

– Schaffung eines integrierten Trägerverfahrens unterBeteiligung der Öffentlichkeit für die Zulassung vonkonkreten CCS-Vorhaben.

– Definition von grundlegenden Anforderungen an Ab-scheidung, Transport und Ablagerung zur Vorsorgevor Gefahren für die Gesundheit und Umwelt (ein-schließlich geeigneter Monitoringverfahren).

– Haftungsregelungen für Personen- und SachschädenDritter sowie für nichtklimaschutzbezogene Umwelt-schäden.

– Regelung der Anrechnung der Ablagerung im Rahmendes CO2-Emissionshandels.

Drei Kernelemente des Vorschlags, der bundesweiteCCS-Plan, das integrierte Trägerverfahren sowie die Re-gelung der Haftung für Schäden werden im Folgendeneingehender diskutiert.

Der Zweck des vom Bund zu erstellenden CCS-Plans istdie Erleichterung von CCS-Vorhaben gegenüber konkur-rierenden Nutzungen. Hierzu werden Regionen bzw. kon-krete Standorte, deren geologische Gegebenheiten füreine CO2-Ablagerung als besonders günstig nachgewie-sen wurden, als CCS-„Vorranggebiete“ ausgewiesen. Da-neben können einfache Nutzungsgebiete definiert wer-den, die für die Ablagerung von CO2 prinzipiell geeignetsind.42 Grundlage hierfür wäre eine gesicherte Datenbasis(„CO2-Kataster“), die durch gezielte Erkundung des Un-tergrundes zu schaffen wäre. Grundsätzlich könnte dieErkundung sowohl von privater Seite durchgeführt alsauch als staatliche Aufgabe aufgefasst werden. Für diezweite Möglichkeit spricht u. a., dass auf diese Weise diegewonnenen Informationen in vollem Umfang für öffent-liche Stellen beim Genehmigungsverfahren, für andereöffentliche Interessen und für spätere Überwachungsauf-gaben zur Verfügung stünden. Zudem würde diese Lö-sung der Annahme gerecht, dass CCS im öffentlichen In-teresse liegt und vermeiden, dass Investitionsrisiken fürPrivate sich hemmend auf die zügige Prüfung von kon-kreten Standorten auswirkt. Eine hierfür geeignete Insti-tution wäre z. B. die Bundesanstalt für Geowissenschaf-ten und Rohstoffe (BGR). Als Vorgabe für die Anzahlund Größe der Vorranggebiete wäre zu überlegen, ob dieDefinition eines bundesweiten Mengenzieles für die Ab-lagerung von CO2 sinnvoll wäre.

Das zweite Kernelement des Regulierungsvorschlags istdie Einführung eines integrierten Trägerverfahrens fürCCS, also eines gemeinsamen Genehmigungsverfahrens40 Als Querschnittsmaterie ist beispielsweise die Hochwasserproblema-

tik angesehen worden, die eine gesetzliche Lösung durch Ergänzungdes Wasser- und des Bauplanungsrechts erfahren hat.

41 Eine ausführliche Diskussion der Regelungskompetenz von Bundund Ländern findet sich in Öko-Institut (2007, S. 83 ff. u. 90 ff.).

42 Eine Analogie wäre z. B. der Bundesverkehrswegeplan (BVWP) mitseiner Einteilung in „vordringlicher“ und „weiterer“ Bedarf.


für alle drei Stufen (Abscheidung, Transport, Lagerung)eines Vorhabens. Dieses würde als Planfeststellungsver-fahren mit Konzentrationswirkung ausgestaltet. Mit demPlanfeststellungsbeschluss würden dann u. a. drei Teilge-nehmigungen für den Betrieb der Abscheidungsanlage,ggf. Rohrfernleitungen sowie die Ablagerung selbst er-teilt. Für ein solches Vorgehen spricht, dass alle tangier-ten Fachbehörden (Immissionsschutz, Bergbau, Wasser,Bodenschutz, Verkehr, Raumplanung) integriert werdenkönnten.

Für drei einzelne Verfahren spräche vor allem, dass essich bei Abscheidung, Transport und Ablagerung des CO2um technisch und zeitlich trennbare Vorgänge handelt.Dabei könnte für Abscheidung und Transport auf beste-hende und in der Praxis bewährte Genehmigungsverfah-ren zurückgegriffen werden, sodass nur für die CO2-Abla-gerung ein neues Verfahren zu entwickeln wäre(DEBRIV 2007). Ein Nachteil wäre, dass die Interdepen-denzen und Schnittstellen der drei Verfahren nicht umfas-send berücksichtigt würden. So würde z. B. bei der Ge-nehmigung einer Abscheidungsanlage nicht geprüft, obTransportwege und Ablagerungskapazitäten im benötig-ten Umfang zur Verfügung stehen. Dies könnte im Ex-tremfall dazu führen, dass ein Kraftwerk genehmigt undgebaut würde, das Wirkungsgradeinbußen gegenüber ei-nem Kraftwerk ohne Abscheidung aufweist, aber eine tat-sächliche Lagerung des abgeschiedenen CO2 gar nichtstattfände.

Ob der Verfahrensaufwand bei einem integrierten Verfah-ren oder bei drei getrennten Verfahren letztendlich höherwäre, lässt sich hier nicht abschließend bewerten. Einer-seits müsste in einem integrierten Verfahren ein komple-xes Technologiefeld in seiner Gesamtheit geprüft undgenehmigt werden. Andererseits müssten aber entschei-dungsrelevante Genehmigungssachverhalte nur einmaligbewertet werden, was ggf. eine Reduzierung des Verfah-rensaufwands zur Folge hätte. Getrennte Verfahren hättenden Nachteil, dass ein erheblicher Abstimmungsaufwandzwischen den Fachbehörden entstehen könnte.

Der Regelung der Haftungsfragen kommt eine gewichtigeRolle zu. Dabei ist ein Dilemma zu lösen: Nach dem Ver-ursacherprinzip sind Betreiber für alle möglichenSchäden, die von Ablagerungsstätten ausgehen, verant-wortlich. Bei einer Regelung, die Betreiber auch für lang-fristige Schäden uneingeschränkt haftbar macht, wäre derAufwand für die Deckungsvorsorge aber u. U. so hoch,dass die Potenziale von CCS für den Klimaschutz unterwirtschaftlichen Bedingungen nicht umsetzbar sind. Aufder anderen Seite würde eine weniger konsequente Rege-lung Risiken bzw. Kosten auf die Allgemeinheit überwäl-zen. Unter anderem könnte dies den Wettbewerb vonCCS mit anderen CO2-armen Erzeugungstechnologienverzerren und die öffentliche Akzeptanz von CCS schwä-chen (ACCSEPT 2006).

Angesichts der Langfristigkeit der CO2-Lagerung ist einÜbergang der Haftung von einem privaten Betreiber aufdie staatliche Ebene nach einem gewissen Zeitraum undunter bestimmten Bedingungen wohl unabdingbar. So-wohl das Umweltschadensgesetz (USchadG) als auch die

Gefährdungstatbestände der zivilrechtlichen Haftung (Ver-jährung) definieren einen Maximalzeitraum von 30 Jahren.Es ist eingehend zu prüfen, ob es bei der CCS-Haftung ei-nes größeren Zeitraumes bedarf. Unterschiede könntensich dabei bei der Betrachtung von Individual- und Um-weltschäden ergeben. Unter Umständen ist für Umwelt-schäden ein längerer Betrachtungszeitraum notwendig.

Um auszuschließen, dass aufgrund von Betreiberwech-seln und möglichen Insolvenzen die Allgemeinheit (so-wie nachfolgende Generationen) die Kosten für Schädenwährend des Zeitraums der Verursacherhaftung tragenmuss, die durch austretendes CO2 an Menschen und Um-welt entstehen können, ist zu diskutieren, wie eine ange-messene Deckungsvorsorge für abgelagertes CO2 ge-schaffen werden kann.

Haftungsregelungen für die grenzüberschreitende Verbrin-gung von CO2 sowie die Ablagerung in internationalemHoheitsgebiet müssen in internationalen Vereinbarungenfestgeschrieben werden (z. B. Londoner Übereinkom-men/Protokoll sowie OSPAR). Hierbei ist auch zu klären,ob der CO2-Emittent oder das Herkunftsland verantwort-lich wäre.

4. Was tun, damit CCS ökonomisch attraktiv ist?

Eine zentrale Fragestellung ist, welche Anreizmechanis-men genutzt bzw. geschaffen werden können, damit sichCCS auch aus der Sicht von privaten Investoren als at-traktive Option erweisen und damit auch im Energiesys-tem zum Tragen kommen kann. Hierfür ist einerseits aufder Ebene des internationalen Klimaschutzregimes zuanalysieren, wie für die teilnehmenden Staaten aus derCCS-Technologie Vorteile entstehen können. Anderer-seits stellt sich die Frage mit welchen Regulierungsansät-zen Investoren in Deutschland bzw. in der EU Anreizezur Umsetzung von CCS gegeben werden könnten. Zwi-schen beiden Ebenen existieren – vor allem im Bereichder sogenannten flexiblen Instrumente des Kyoto- Proto-kolls und des EU-Emissionshandelssystems – enge Wech-selwirkungen, dennoch ist es zweckmäßig, die beiden Ebe-nen zunächst voneinander getrennt zu analysieren.Unterstellt wird dabei, dass die CCS-Technologiekette zu-mindest im Rahmen von Demonstrationsvorhaben prakti-kabel erscheint und die kommerzielle Verfügbarkeit zu-mindest absehbar ist.

4.1 Klimarahmenkonvention und Kyoto-Protokoll

Die Klimarahmenkonvention und das Kyoto-Protokollbilden die Eckpfeiler für die internationalen Bemühungenzum Klimaschutz. Daher kann CCS nur dann einen Bei-trag leisten, wenn die Abscheidung und Ablagerung vonCO2 innerhalb dieser völkerrechtlichen Vereinbarungenals Minderung der CO2-Emissionen anerkannt wird.

Für die teilnehmenden Industrie- und Transformations-länder (sog. Annex-I-Staaten) bestehen im Rahmen desKyoto-Protokolls quantitative Obergrenzen für ihre CO2-Emissionen (sog. Assigned Amount Units, AAU) für die


erste Verpflichtungsperiode (2008 bis 2012). AAU-Zerti-fikate sind im Internationalen Emissionshandel handel-bar. Zusätzlich können die Staaten Emissionsminderungs-zertifikate aus den sog. projektbasierten Mechanismen„Joint Implementation“ (JI, zwischen den verschiedenenAnnex-I-Staaten) oder „Clean Development Mecha-nism“ (CDM, zwischen Industriestaaten des Annex I undEntwicklungsländern) erzeugen. Diese können dann zu-sammen mit den AAU zum Nachweis der Einhaltung derim Kyoto-Protokoll eingegangenen Verpflichtungen ein-gesetzt werden. Sowohl zur Festlegung der Minderungs-ziele als auch zur Kontrolle der Verpflichtungserfüllungmüssen die Staaten nationale Treibhausgasinventare er-stellen, die auf der Grundlage von einheitlichen Richtli-nien abgefasst und einem komplexen Überprüfungspro-zess unterworfen werden.

Im Bereich des Kyoto-Protokolls (und der Klimarahmen-konvention) stellen sich damit die Fragen,

– wie CCS in den Treibhausgasinventaren berücksich-tigt wird (reporting),

– wie CCS zum Nachweis der Verpflichtungserfüllungbewertet wird (accounting),

– wie CCS in den flexiblen Mechanismen des Kyoto-Protokolls behandelt wird.

Die Integration von CCS in das Kyoto-Protokoll wird ins-besondere dann schwierig, wenn die Abscheidung unddie Ablagerung des CO2 in unterschiedlichen Ländern er-folgt:

– Am einfachsten ist dies, wenn sowohl das Land, indem die Abscheidung erfolgt als auch das Land, indem die Ablagerung durchgeführt wird, quantitativenEmissionszielen unterliegen.

– Nicht unkompliziert ist der Fall, dass beide Länder dasKyoto-Protokoll ratifiziert haben, aber nur eines vonbeiden sich zu quantifizierten Emissionszielen ver-pflichtet hat.

– Sehr kompliziert wird es, wenn eines der beiden Län-der das Kyoto-Protokoll nicht ratifiziert hat (also eineähnliche Problematik wie für den Emissionshandel iminternationalen Luftverkehr entsteht).

– Für alle drei Fälle sind (pragmatische) Lösungen vor-stellbar, in jedem Fall wird sich aus den spezifischenCCS-Problemen spätestens in der Phase der Breiten-anwendung die Notwendigkeit von internationalenVerhandlungen ergeben.

Nach der in der Klimarahmenkonvention vorgenomme-nen Definition von Schlüsselbegriffen wie Emission,Emissionsquelle („source“), Senke („sink“), Speicher(„reservoir“) kann die Berücksichtigung von CCS alleinüber die vermiedenen Emissionen erfolgen.43 Praktischbedeutet dies, dass

– für den Ort der Abscheidung nur die Restemissioneninventarisiert und für die Verpflichtungserfüllung be-rücksichtigt werden,

– die Emissionen aus dem nachgelagerten System derCCS-Prozesskette (v. a. Leckagen) gesondert ermit-telt und inventarisiert werden müssen.

Das IPCC hat in den kürzlich überarbeiteten RichtlinienRegeln für CCS festgelegt, die erstmals das methodischeVorgehen zur Erfassung der CO2-Emissionen der CCS-Prozesskette im nationalen Inventar beschreiben (IPCC2006). Danach sollen die Emissionen an Kraftwerkendurch anlagenspezifische Erhebung (Messungen im Ab-gasstrom) ermittelt werden. Die Emissionen beim CO2-Pipelinetransport werden mithilfe von Standardemis-sionsfaktoren berechnet, die aus dem Erdgastransportbekannt sind und auf den CO2-Transport umgerechnetwerden. Bei der CO2-Injektion in Lagerstätten sind Mes-sungen der Fließrate, der Temperatur und des Druckes amBohrloch vorgesehen, um die eingelagerte Menge zubestimmen. Für die Emissionen aus der Lagerstätte(Leckage) können bisher aufgrund des Mangels an empi-rischen Daten keine Emissionsfaktoren bestimmt werden.Daher sieht das IPCC hier eine Methodologie zur Schät-zung der Emissionen vor, die sich auf ein engmaschiges,auf jedes einzelne Projekt spezifisch zugeschnittenes Mo-nitoringprogramm stützt. Wichtig ist dabei, dass die Kon-sistenz der gemeldeten Inventare wie auch die Verifizier-barkeit der Daten gesichert werden müssen.

Akzeptierte Methoden für die Berücksichtigung von CCSim Rahmen der flexiblen Instrumente des Kyoto-Proto-kolls (JI und CDM) gibt es gegenwärtig aufgrund einerVielzahl von ungeklärten politischen, rechtlichen, techni-schen sowie methodischen Fragestellungen noch nicht.Ausführlicher diskutiert wird diese Thematik in Öko-Institut (2007, S. 116 ff.).

4.2 Anreizrahmen im Kontext Deutschlands und der EU

Mit der Berücksichtigung von CCS im internationalenKlimaschutzregime wäre gesichert, dass die teilnehmen-den Staaten einen Anreiz haben, CCS in ihrem Einfluss-bereich einsetzen zu lassen. Dies bedeutet noch nichtzwangsläufig, dass für die handelnden Wirtschaftssub-jekte ebenfalls Anreize entstehen, diese Technologie zunutzen. Hierzu sind gesonderte Instrumente notwendig.Folgende grundsätzlichen Ansatzpunkte für nationalebzw. EU-weite Politiken und Maßnahmen können unter-schieden werden:

– das eng mit dem internationalen Klimaschutzregimedes Kyoto-Protokolls verschränkte EU-Emissionshan-delssystem;

– weitere spezifische politische Instrumente, mit denenCCS vor allem in der Demonstrations- und frühenMarktdurchdringungsphase gefördert werden kann;

– die Möglichkeiten, CCS auf ordnungsrechtlichemWege für Neu- und ggf. auch für Bestandsanlagendurchzusetzen;

43 In der Wissenschaft wird auch die Berücksichtigung über Senkendiskutiert (z. B. Bode/Jung 2004). Diese werden hier nicht weiterthematisiert.


– potenzielle andere Instrumente, mit denen Anreize fürdie Erschließung möglichst sicherer Ablagerungsstät-ten geschaffen werden können.

Im Folgenden werden diese Ansätze hinsichtlich ihrerverschiedenen Dimensionen näher dargestellt und disku-tiert.

4.2.1 EU-EmissionshandelssystemAuf der Grundlage des EU-Emissionshandelssystems alsInstrument zur Bepreisung von CO2 könnte zweifelsohneeine wesentliche Voraussetzung für die wirtschaftlicheAttraktivität der CCS-Technologie geschaffen werden. ImRahmen dieses Systems werden den Anlagenbetreibernmit den sog. „European Union Allowances“ (EUA) Emis-sionszertifikate ausgegeben, die direkt mit den den Staa-ten im Rahmen des Kyoto-Protokolls zugestandenenEmissionsrechten des Kyoto-Protokolls (AAU) verknüpftsind. Die EU-Staaten „privatisieren“ damit faktisch überdas EU-Emissionshandelssystem die ihnen als Staaten zu-gestandenen internationalen Emissionsrechte.

Erfassung

Nach der bisherigen Abgrenzung würden zwar diejenigenAnlagen, an denen das CO2 abgeschieden wird, in denGeltungsbereich des Systems fallen, nicht jedoch die inden weiteren Schritten der CCS-Prozesskette (Transport,Injektion, Lagerung) auftretenden Emissionen. Dieswürde sowohl für die direkten („fugitiven“) Emissionen(beispielsweise aus Leckagen) als auch für assoziierteEmissionen, z. B. durch den Energiebedarf für Verdich-tung, Verflüssigung etc. gelten. Da dies die Integrität desHandelssystems unterminieren würde, besteht ein drin-gender Bedarf für die Überarbeitung und Anpassung. Vorallem bei der Erfassung von fugitiven CO2-Emissionenwürde Neuland betreten.

Die EU-Emissionshandelsrichtlinie44 müsste entweder sogeändert werden, dass alle Anlagen der nachgelagertenProzesskette hinsichtlich der energiebedingten CO2-Emissionen (v. a. Verdichterantriebe) und der fugitivenEmissionen für die Normalbetriebs- und die Störfallsitua-tion vom EU-Emissionshandelssystem erfasst werden.Alternativ dazu oder als pragmatischer Zwischenschrittkönnte ein zwischen den betreffenden Mitgliedstaatenharmonisierter Ansatz für das sog. „opt-in“ von CCS-An-lagen verfolgt werden.45

Berichterstattung

Entscheidend für die Behandlung von CCS-Anlagen imRahmen des EU-Emissionshandelssystems sind die Vor-schriften für die Erstellung der Emissionsberichte. Die

bisher gültigen Regeln enthalten für CCS keine verbindli-chen Vorschriften. Mittlerweile hat Großbritannien eineVorreiterrolle übernommen und einen Entwurf für Moni-toring- und Berichterstattungsrichtlinien für CCS-Pro-jekte in Großbritannien (DTI 2005) erstellt. Hervorzuhe-ben ist, dass darin empfohlen wird, die Emissionen ausetwaigen CO2-Leckagen aus den Ablagerungsstättennicht in das EU-Emissionshandelssystem aufzunehmen,sondern diese Problematik allein in den entsprechendenGenehmigungsverfahren zu behandeln und auf diesemWege die ökologische Integrität von CCS im Emissions-handelssystem abzusichern.

Letztlich wird die Art und Weise, wie die verschiedenenTechnologien der CCS-Prozesskette in das EU-Emis-sionshandelssystem einbezogen werden, von denMethoden des IPCC sowie von den aus den Pilot- undDemonstrationsprojekten gewonnenen Erfahrungen derMitgliedstaaten abhängen. Vor diesem Hintergrund ist esangeraten, die Erarbeitung von Beiträgen zur Entwick-lung der Berichterstattungsleitlinien explizit in das Pro-gramm der anlaufenden Demonstrations- und Pilotvorha-ben aufzunehmen.

Eine besondere Problematik ergibt sich aus den aktuelldiskutierten Sonderregelungen für das EU-Emissionshan-delssystem für Kleinemittenten. Um die Lasten für dieBetreiber von Kleinanlagen zu mindern, sind vor allembesondere Zuteilungsregelungen oder aber geringere Mo-nitoringanforderungen im Gespräch. Angesichts der der-zeit diskutierten Schwellenwerte für solche Sonderrege-lungen (20 000 bis 50 000 t CO2/Jahr) ergibt sich, dassmittelgroße Kraftwerke mit CO2-Abscheidung darunterfallen könnten46, was der ursprünglichen Intention dieserSonderregelungen sicherlich nicht entspräche.

Allokation und Emissionsziele

Mit der Einbeziehung von Anlagen der CCS-Prozesskettein das EU-Emissionshandelssystem sowie der Etablie-rung von entsprechenden Leitlinien für die Erstellung derEmissionsberichte wären lediglich die Voraussetzungendafür geschaffen, dass sich die CO2-Emissionsvorteilevon CCS im Vergleich zu konkurrierenden Anlagen auchmonetarisieren. Bezüglich der Höhe des wirtschaftlichenVorteils spielt die Zuteilung (Allokation) der Emissions-berechtigungen eine zentrale Rolle.

Gegenwärtig müssen nach der EU-Emissionshandels-richtlinie mindestens 95 Prozent der auszugebendenEmissionsberechtigungen den Anlagen kostenlos zuge-teilt werden, für die Periode 2008 bis 2012 reduziert sichdieser Wert auf 90 Prozent. Inwieweit sich der Anteil dernicht mehr kostenlos zugeteilten Emissionsberechtigun-gen für die Perioden nach 2012 deutlich erhöht, ist derzeitnoch nicht abzusehen.44 EU-Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit

Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Än-derung der Richtlinie 96/61/EG des Rates.

45 Nach Artikel 24 Abs. 1 der EU-Emissionshandelsrichtlinie könnendie Mitgliedstaaten auch solche Anlagen dem EU-Emissionshandels-system unterwerfen, die nicht in der Liste der obligatorisch vomEmissionshandel erfassten Anlage aufgeführt werden (opt-in).

46 Ein Kraftwerk mit einer Nettoleistung von 300 MW und einer Jahres-auslastung von 6 500 Stunden, einem Wirkungsgrad (nach Abschei-dung) von 35 Prozent und einer Abscheiderate von 99 Prozent würdejährlich knapp 20 000 t CO2 in die Atmosphäre freisetzen.


Für die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebes übt dieAllokation von Emissionsberechtigungen zwar nur einenuntergeordneten Einfluss aus (z. B. Matthes et al. 2005),eine ganz andere Situation ergibt sich aber hinsichtlichder Investitionsentscheidungen für CCS, die mit anderenInvestitionsoptionen konkurrieren. Sofern hier größereAnteile kostenloser Allokation erfolgen, die vom Emissi-onsniveau der Anlage abhängig sind, erodieren die ausder geringeren CO2-Emission folgenden wirtschaftlichenVorteile für CCS-Investitionen massiv.47

Die Abbildungen 20 und 21 verdeutlichen den Zusam-menhang zwischen kostenloser (und brennstoffdifferen-zierter) Neuanlagenzuteilung und der wirtschaftlichen At-traktivität von CCS-Investitionen (zu Annahmen undMethodik der Berechnungen siehe Öko-Institut [2007,S. 128 ff.]). Der in den Abbildungen dargestellte sog.Barwert ermöglicht es, verschiedene Investitionsoptionendirekt zu vergleichen.

Bei einem Zertifikatspreis von 30 Euro/EUA (Abbil-dung 20) und unter der Annahme vollständig kostenloserZuteilung der Emissionszertifikate wären die CCS-Kraft-werke wesentlich teurer als die Optionen ohne CCS. Diegünstigste Erzeugungsoption wäre Braunkohle, gefolgt vonSteinkohle und Erdgas. Erst wenn die kostenlose Zuteilungweniger als etwa 10 Prozent ihres Bedarfs beträgt, erweisensich Investitionen in CCS-Kraftwerke als zunehmend attrak-tiv. Bei einem Zertifikatspreis von 50 Euro (Abbildung 21)führt eine kostenlose Zuteilung von mehr als etwa 25 bis35 Prozent der benötigten Zertifikate zu einem Nachteil vonCCS beim Vergleich der verschiedenen Investitionsoptionen.

47 Wenn die Investoren von Neuanlagen damit rechnen können, dass siedie für den Anlagenbetrieb notwendigen Emissionsberechtigungenim Extremfall vollständig kostenlos und in Abhängigkeit vom Emis-sionsniveau ihrer Anlage weitgehend „nach Bedarf“ (d. h. z. B. überbrennstoffspezifische Benchmarks auf Basis der bestverfügbarenTechnologie) zugeteilt bekommen, entscheiden sie so, als ob es denEmissionshandel nicht gäbe (Barwert der abzugebenden Zertifikateist gleich dem Barwert der kostenlos zugeteilten Zertifikate). EineCCS-Anlage büßt damit bei der Barwertermittlung ihren Vorteil beiden Betriebskosten vollständig ein (vgl. dazu Matthes et al. 2006).


Barwert verschiedener Investitionsoptionen (mit und ohne CCS) bei einem Zertifikatspreis von 30 Euro/EUA


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Braunkohlen-KW Steinkohlen-KW Erdgas-GuD-KW IGCC Steinkohle OxyfuelSteinkohle

ohne CCS mit CCS (90 %)

Barw

ert b

ei 1

2 %

(Mio

. Eur

o)

InvestitionBetriebskostenBrennstoffkosten

75–100 % CO2 kostenlos bei 30 Euro/EUA50–75 % CO2 kostenlos bei 30 Euro/EUA25–50 % CO2 kostenlos bei 30 Euro/EUA

0–25 % CO2 kostenlos bei 30 Euro/EUA


Das Ergebnis dieser exemplarischen Berechnungen be-deutet, dass Investitionen in CCS nicht attraktiv sind, so-fern neuerrichtete konventionelle Kraftwerke damit rech-nen können, einen signifikanten Teil der benötigtenEmissionsberechtigungen kostenlos zu erhalten. Bei nied-rigeren Zertifikatspreisen und/oder hohen Brennstoffprei-sen würde sich diese Situation weiter verschärfen.

Als Konsequenz resultieren für die Weiterentwicklungdes EU-Emissionshandelssystems weitgehende Verände-rungsnotwendigkeiten, wenn CCS – selbst bei massiverVerbesserung der technischen und wirtschaftlichen Para-meter – als eine wettbewerbsfähige Technologie etabliertwerden soll:

– Die Emissionsminderungsziele (Caps) müssen so ge-setzt werden, dass sich ein Zertifikatspreisniveau ein-stellt, das (deutlich) oberhalb der Marke von 30 Euro/EUA liegt.

– Die kostenlose (und brennstoffabhängige) Zuteilungfür konkurrierende Neuanlagen ohne CCS müsste

durch eine Auktionierung der Emissionsberechtigun-gen ersetzt werden.

Angesichts der unmittelbar bevorstehenden Überarbei-tung der EU-Emissionshandelsrichtlinie für den Zeitraumbis mindestens 2018 müssten entsprechende Änderungenbereits in den derzeit laufenden Reviewprozess einge-bracht werden.

4.2.2 Andere Förderinstrumente

Markteinführung und -verbreitung

Zumindest für die Einführungs- und Verbreitungsphasevon CCS könnte es sich als sinnvoll erweisen, spezifischeInstrumente für die Markteinführung einzusetzen. SolcheInstrumente sind in der Vergangenheit für unterschiedlicheTechnologien genutzt worden und gehören neben den ent-sprechenden FuE-Programmen zum etablierten Instru-mentarium:

– Sowohl für Kernkraftwerke als auch für ErneuerbareEnergie (hier vor allem für Wind- und Sonnenenergie)


Barwert verschiedener Investitionsoptionen (mit und ohne CCS) bei einem Zertifikatspreis von 50 Euro/EUA


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Braunkohlen-KW Steinkohlen-KW Erdgas-GuD-KW IGCC Steinkohle OxyfuelSteinkohle

ohne CCS mit CCS (90%)

Barw

ert b

ei 1

2 %

(Mio

. Eur

o)

InvestitionBetriebskostenBrennstoffkosten

75–100 % CO2 kostenlos bei 50 Euro/EUA50–75 % CO2 kostenlos bei 50 Euro/EUA25–50 % CO2 kostenlos bei 50 Euro/EUA

0–25 % CO2 kostenlos bei 50 Euro/EUA


sind in der Vergangenheit Sonderprogramme einge-setzt worden, bei denen die Investitionen direkt oderdie Finanzierung von Investitionen staatlich bezu-schusst wurden (250-MW-Wind-Programm, 100 000-Dächer-Programm für Fotovoltaik, Zinssubventionenfür Kernkraft-Investitionen).

– Für die ersten größeren Demonstrations-Kernkraft-werke in Deutschland wurden in erheblichem UmfangRisikoausgleichsmaßnahmen ergriffen, über die dieEnergieversorger von den zusätzlichen Betriebsrisikender entsprechenden Investitionen freigestellt wurden.

– Mit dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) wirddie Abnahme von aus Erneuerbaren Energien erzeug-tem Strom garantiert und werden für die EinspeisungGarantiepreise gewährt, die auf die Endabnehmer vonElektrizität umgelegt werden.48

– Mit dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)wird für die Einspeisung von KWK-Strom ein defi-nierter Zuschlag gezahlt, wobei die Vermarktung desStroms i. d. R. bei den Erzeugern verbleibt. Auch hiererfolgt eine Umlage auf die Endverbraucher, jedochohne dass eine Pflichtabnahme des geförderten KWK-Stroms erfolgt.49

Prinzipiell könnten entsprechende Instrumente auch fürdie Einführung von CCS ergriffen werden (wobei diesnicht notwendigerweise bedeutet, dass entsprechendeFörderungen in jedem Falle geboten sind):

– Schaffung eines Investitionszuschussprogramms oderGewährung von Finanzierungszuschüssen für die ers-ten CCS-Anlagen. Entsprechende Zuschüsse könnennur im Rahmen der EU-Beihilferegelungen erfolgenund wären entsprechend begründungsbedürftig.

– Mit Risikoausgleichsmaßnahmen könnten größere De-monstrationsvorhaben insoweit gefördert werden, alseine staatliche Risikoübernahme für nichtplanbare Be-triebsprobleme von CCS-Anlagen erfolgt. Auch dieseInstrumente müssten im EU-Beihilferegime zulässigsein bzw. bedürfen einer entsprechenden Genehmi-gung.

– Für eine Übergangszeit könnte der emissionsfreie An-teil der Stromerzeugung aus CCS-Anlagen in das För-derregime des EEG einbezogen werden. Dieser För-deransatz würde nicht dem Beihilfetatbestand der EUunterliegen, da keine Mittel aus öffentlichen Haushal-ten involviert wären.

– In Anlehnung an das KWKG könnte für eine Über-gangszeit die Einspeisung von emissionsfrei erzeug-tem Strom aus CCS-Anlagen über eine Zuschlagszah-

lung gefördert werden, ohne dass die Vermarktung desStroms weiter geregelt würde.

Wie und in welcher Kombination entsprechende Förder-instrumente für die Einführung von CCS ausgestaltetwerden können, wird erst dann näher diskutierbar sein,wenn umfangreicher in Demonstrationsanlagen investiertwird bzw. die breitere Kommerzialisierung von CCS an-steht. Dessen ungeachtet sind weitere Analysen und Vor-arbeiten z. B. zum notwendigen Förderumfang, zu denbeihilferechtlichen Fragen, zur Fördereffizienz sowie zurAkzeptanz der verschiedenen Förderansätze sinnvoll.

Ordnungsrechtliche Vorgaben für den Einsatz von CCS

Über den vor allem mit dem EU-Emissionshandelssystemverfolgten Weg einer marktgetriebenen Verbreitung derCCS-Technologie (ggf. nach einer Einführungsphase mitspezifischen Förderinstrumenten) hinaus wird auch dieordnungsrechtlich getriebene Marktdurchdringung derCCS-Technologie diskutiert. Diesbezügliche Überlegun-gen sind beispielsweise von der EU-Kommission (EU-Kommission 2007b) und dem Britischen Parlament(House of Commons 2006) angestellt worden.

Für Neuanlagen ist dies im Rahmen des bestehenden Re-gelwerks vergleichsweise einfach: Es könnten Grenz-werte für die CO2-Emissionen (im Regelbetrieb, ggf. dif-ferenziert nach Anlagenkapazität und Brennstoffen)ähnlich wie bisher für die klassischen Schadstoffe imRahmen der Großfeuerungsanlagenverordnung einge-führt werden. Wären die Grenzwerte hinreichend streng,könnte sich CCS als Technologie durchsetzen. Einsolcher Grenzwert könnte entweder als fester Wert (z. B.100 g CO2/kWh) und/oder als Mindestrate für die CO2-Abscheidung50 vorgegeben werden.

Komplizierter gestaltet sich die Frage von Nachrüstungenmit CCS-Technologie. Zwar hat es in Deutschland in derVergangenheit allgemeine Nachrüstverpflichtungen mithoher Eingriffstiefe im Bereich der Grenzwertvorgabenfür Altanlagen bei Schwefeldioxid und Stickoxiden gege-ben.51 Ob ein solcher Ansatz mit der sehr kostspieligenNachrüstung von CO2-Abtrennungsanlagen durchführbarwäre, bedarf der weiteren Analyse. In diesem Kontextwäre auch zu prüfen, inwieweit die – zumindest im deut-schen Immissionsschutzrecht bisher ungebräuchliche –zeitliche Befristung von Genehmigungen einen geeigne-ten Ansatz bilden könnte. Grundsätzlich denkbar wäreauch, über eine entsprechende Auflage oder einen Aufla-genvorbehalt den Bestandsschutz einer Anlage ohne Ab-scheidung so einzuschränken, dass eine Nachrüstung er-folgen muss, sobald die Technologie im großtechnischenMaßstab zur Verfügung steht.

48 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Ener-gien-Gesetz – EEG) vom 21. Juli 2004 (BGBl. I S. 1918), zuletzt ge-ändert durch Artikel 1 des Gesetzes vom 7. November 2006 (BGBl. IS. 2550).

49 Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau derKraft-Wärme-Kopplung (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, KWKG)vom 19. März 2002 (BGBl. I S. 1092), zuletzt geändert durch Arti-kel 170 der Verordnung vom 31. Oktober 2006 (BGBl. I S. 2407).

50 In Anlehnung an die Entwicklungsziele des DoE (2006) könnte die-ser Zielwert z. B. auf 90 Prozent ausgerichtet werden.

51 13. Verordnung zum Bundes-Immissionsschutzgesetz (Großfeue-rungsanlagenverordnung) vom 14. Juni 1983 (BGBl. 1983 I, Nr. 26,S. 719–730). Dadurch wurden in der Periode 1982 bis 1990 Investi-tionen für Nachrüstungen von ca. 20 Mrd. DM notwendig.


Für derartige Bestimmungen gilt, dass ihre Umsetzung– aufgrund der hohen Investitionen und eines nicht vorabeindeutig bestimmbaren Zeitpunkts, wann die Technikzur Verfügung steht – auf rechtliche Hürden stoßenkönnte. Die Rechtssicherheit solcher Nebenbestimmun-gen für zuständige Immissionsschutzbehörden und Betrei-ber könnte – sofern dieser Ansatz verfolgt werden soll –durch Einführung einer entsprechenden ausdrücklichenRechtsgrundlage geschaffen bzw. verbessert werden.

Als eine Zwischenlösung bis zur kommerziellen Verfüg-barkeit der CCS-Technologie wird eine Verpflichtung aufdie Einhaltung von „Capture-ready“-Kriterien bei der Er-richtung von Neuanlagen untersucht und ins Gespräch ge-bracht (EU-Kommission 2007b; G8 2005, Tz. 14c). DieDiskussion um solche Kriterien steht erst am Beginn, bis-her sind die folgenden Elemente für „Capture-ready“-Auflagen erörtert worden (EPPSA 2006):

– Berücksichtigung der Platzanforderungen bei der Pla-nung und Errichtung der Anlagen;

– Berücksichtigung der Kompatibilitätsanforderungenfür die Kraftwerksanlagen und -komponenten für diemit der Nachrüstung auftretenden neuen Prozesspara-meter;

– Standortwahl und räumliche Anbindung an zukünftigeAblagerungsstätten bzw. die Infrastruktur zum CO2-Abtransport;

– Einhaltung der Sicherheitsanforderungen im Kraft-werk beim zukünftigen Einsatz von für die CO2-Ab-trennung notwendigen Chemikalien.

Die Einhaltung dieser Anforderungen könnte – bei allenUnsicherheiten der zukünftigen Technologieentwicklung –im Genehmigungsverfahren für neu zu errichtende Kraft-werke durch entsprechende Vorplanungen berücksichtigtwerden (Gibbins 2006). In jedem Fall bedarf die Einfüh-rung von „Capture ready“-Anforderungen noch intensiverweiterer Analysen, bevor sie ggf. rechtlich kodifiziertwerden könnten. Dabei sollten auch die zunehmend dis-kutierten ökonomischen Dimensionen von „Capture-ready“-Anforderungen berücksichtigt werden, wie z. B.der Aufbau von Rückstellungen für die Nachrüstung vonCO2-Abscheidungsanlagen oder der Erwerb von Optio-nen auf Transport- und Ablagerungskapazitäten.

Andere Instrumente zur Minderung von Langfristrisiken

Zur Minderung von langfristigen Risiken sollten Anreizegesetzt werden, damit möglichst sichere Ablagerungsstät-ten ausgewählt und bevorzugt genutzt werden. DiesesZiel kann einerseits mit bewährten Instrumenten verfolgtwerden, also z. B. mittels Nachweis- und Genehmigungs-anforderungen für Ablagerungsanlagen und über die Re-gelung der Haftung für eventuelle Schäden. Zusätzlichkommen auch unkonventionelle Instrumente infrage.Hierzu ist eine Reihe von Vorschlägen vorgelegt worden,die vor allem auf die Möglichkeiten der Integration vonCCS in das internationale Klimaschutzregime abstellten(Bode/Jung 2004 u. 2005; OECD/IEA 2004b). Held et al.

(2006) schlagen dagegen ein System von Bonds vor, dasallenfalls mittelbar auf die Einbeziehung in das derzeitigeinternationale Klimaschutzregime zielt. Diejenigen Anla-genbetreiber, die CO2 ablagern, werden verpflichtet, inAbhängigkeit von der abgelagerten CO2-Menge staatlichausgegebene Bonds zu erwerben, die zum Ende der Lauf-zeit zurückgekauft, zwischenzeitlich aber frei gehandeltwerden können:

– In einer ersten Variante muss für jede abgelagerteTonne CO2 ein Bond zu einem staatlich festgesetztenPreis erworben werden, der während der Laufzeit ver-zinst wird. Sofern sich während der Laufzeit desBonds (in etwa 30 Jahre) bei der AblagerungsanlageLeckagen ergeben, wird der Bond entsprechend abge-wertet bzw. verfällt (die entsprechenden Mittel wür-den dann dem Staat zur Finanzierung anderweitigerKlimaschutzmaßnahmen zur Verfügung stehen). Wer-den keine Leckagen festgestellt, wird der Bond amEnde seiner Laufzeit zum Ausgabepreis zurückge-nommen.

– In einer zweiten Variante werden für die abgelagertenCO2-Mengen „Quasiemissionsrechte“ ausgegeben, diesich von regulären Emissionsberechtigungen jedochdadurch unterscheiden, dass sie erst nach Freigabedurch die Behörde eingesetzt werden können. DieseFreigabe erfolgt erst, wenn die Sicherheit der Ablage-rungsstätte hinreichend nachgewiesen ist bzw. nur fürden Teil der Emissionen, die nachgewiesenermaßennicht über Leckagen wieder in die Atmosphäre abge-geben worden sind. Voraussetzung für diese Varianteist jedoch, dass die Betreiber der Anlagen mit CO2-Abspaltung im Rahmen des Emissionshandelssystemszunächst reguläre Emissionsberechtigungen in einemUmfang erwerben müssten, als ob das CO2 nicht abge-trennt und an die Ablagerungsanlage abgegeben wor-den wäre.52

Beide Varianten haben den Vorteil, dass über die Geneh-migungsprozeduren hinaus ein Anreizsystem geschaffenwird, nur die – beim jeweiligen Wissensstand – sicherstenAblagerungsstätten zu erschließen. Der größte Nachteilbesteht darin, dass insbesondere für die Investitionsent-scheidungen der Unternehmen zusätzliche Kosten entste-hen, die CCS-Investitionen im Vergleich zu anderen Op-tionen belasten.

Auch wenn die bisher präsentierten Vorschläge zurEtablierung von Anreizsystemen über Umweltbonds nocheine Reihe von Problemen aufweisen, sind weitere Ana-lysen im Bereich solcher innovativen Steuerungsansätzesinnvoll.

VII. HandlungsbedarfFür die folgende Erörterung des Handlungsbedarfs beider Förderung und Beschleunigung der Entwicklung unddes Einsatzes von CO2-Abscheidung und -Lagerung

52 Dieser Ansatz wäre insbesondere anschlussfähig an die Variante, inder die Ablagerung von CO2 nicht als verminderte Emission, sondernals Senkenausweitung berücksichtigt wird.


(CCS) wird vorausgesetzt, dass ein öffentliches Interessean der Realisierung von CCS besteht. Ein öffentliches In-teresse könnte vor allem dann gegeben sein, wenn derEinsatz von CCS als realistische und zukunftsfähige Op-tion zum Erreichen von ambitionierten Klimaschutzzieleneingeschätzt werden würde.

Beim derzeitigen Wissensstand, wie er in den vorstehen-den Kapiteln dargestellt wurde, und bevor die technischeund wirtschaftliche Machbarkeit der sicheren geologi-schen Lagerung von CO2 nachgewiesen ist, ist diese Ein-schätzung notwendigerweise mit Unsicherheiten behaftet.Daher sollten gezielte Anstrengungen unternommen wer-den, die Wissensbasis zu verbreitern und kritische Wis-senslücken zu schließen, um die Bewertung der Poten-ziale und Risiken der CCS-Technologie auf eine solidereGrundlage zu stellen.

Zugleich existiert aber ein teilweise erheblicher Zeitdruck,um die potenziellen Beiträge der CCS-Technologie zur Er-reichung globaler CO2-Minderungsziele nicht aufs Spiel zusetzen. Einerseits wird die Erneuerung des bundesdeut-schen (und des europäischen) Kraftwerksparks in dennächsten Jahren Fahrt aufnehmen, andererseits ist in Län-dern wie China und Indien eine enorme Dynamik beimAusbau fossiler Kraftwerkskapazitäten zu beobachten, so-dass damit das „window of opportunity“ für den Klimanut-zen der CCS-Technologie immer kleiner wird, je später sieauf dem Kraftwerksmarkt zur Verfügung steht.

Daher bestehen parallel zur Schließung der Wissenslückenund zur Förderung der Weiterentwicklung der CCS-Tech-nologie für die öffentliche Hand nach Einschätzung desTAB zwei zentrale Aktionsfelder: Zum einen ist es not-wendig den bestehenden Diskussionsprozess bei Stakehol-dern (Unternehmen, Wissenschaft, Umweltverbände, Poli-tik) zu intensivieren und in der breiten Öffentlichkeit einenDiskurs zu initiieren, um Bedingungen und mögliche Wegezu einer öffentlichen Akzeptanz der CCS-Technologie aus-zuloten. Wie Beispiele aus der Vergangenheit zeigen (z. B.Gentechnik), sind Unterlassungen und Fehler, die am An-fang einer Technologieentwicklung bei Information undBeteiligung der Öffentlichkeit gemacht werden, im weite-ren Verlauf nur noch schwer korrigierbar.

Zum anderen besteht unmittelbarer und zeitlich drängen-der Handlungsbedarf für den Gesetzgeber bei der Schaf-fung eines adäquaten Regulierungsrahmens. Drei wesent-liche Ziele sollten damit erreicht werden: (1) dierechtliche Zulässigkeit von CCS sicher zu stellen, (2) denUmgang mit den Risiken von CCS und die Haftung fürmögliche Schäden zu klären sowie (3) Anreize zu schaf-fen, damit CCS tatsächlich in der Praxis eingesetzt wird.

Verbreitern der Wissensbasis – schließen kritischer Wissenslücken

Der gegenwärtige Wissensstand und der Forschungsbe-darf bei den drei essenziellen Gliedern der CCS-Techno-logiekette CO2-Abscheidung, -Transport und -(Ab-)Lage-rung ist sehr unterschiedlich. Vor allem im Bereich derCO2-Lagerung und den damit zusammenhängenden geo-wissenschaftlichen Fragestellungen bedarf es einer ver-

besserten Wissensbasis. Zahlreiche kritische Wissenslü-cken müssen geschlossen werden, bevor eine belastbareEinschätzung der technischen und ökonomischen Mach-barkeit von CCS und eine Bewertung, welchen BeitragCCS zum Erreichen der Klimaschutzziele leisten kann,vorgenommen werden können.

Soweit es sich bei der Forschung und Entwicklung imBereich CO2-Abscheidung um die Weiterentwicklungetablierter Technologien handelt, ist als primärer Akteurdie Industrie (Kraftwerks- und Anlagenbau, Energiever-sorger, Chemische Industrie) gefordert. Die Hauptauf-gabe für staatliche Akteure wäre es hier, den forschungs-,energie- und klimapolitischen Rahmen so zu gestalten,dass die Unternehmen ein verlässliches Umfeld vorfin-den, um die gesellschaftlich gewünschte Forschungsini-tiative voll zu entfalten.

Als Aktionsfeld für öffentliche Forschungsförderung kä-men vor allem hochinnovative Verfahren mit großempotenziellen ökologischen und gesamtwirtschaftlichenNutzen infrage, deren alleinige Entwicklung für die Un-ternehmen mit einem sehr hohen Risiko des Scheiternseinherginge (z. B. der ZECA-Prozess). Darüber hinausböte sich die Förderung von Querschnittsfeldern an (z. B.Materialforschung für Membranen), um Synergien zu er-zielen und einen branchenübergreifenden Nutzen zu ge-nerieren.

Ebenso ist die Weiterentwicklung von Technologien zurCO2-Konditionierung und zum Transport eine Aufgabe,für die die Industrie prädestiniert wäre. Da aber bei derNutzung der CO2-Lagerung in großem Maßstab die Er-richtung einer entsprechenden (vor allem Pipeline-)Infra-struktur notwendig wäre, käme der öffentlichen Handeine wichtige Rolle bei deren Planung und Design sowiebei der Optimierung eines evtl. aufzubauenden CO2-Net-zes zu.

Wie eingangs erwähnt, besteht bei der CO2-Lagerungnoch das größte Wissensdefizit und der umfangreichsteForschungsbedarf. Gleichzeitig sind bei der Verbreite-rung der Wissensbasis in diesem Feld staatliche Akteurebesonders angesprochen. Dagegen wären bei der Explo-ration von konkreten Standorten und Untersuchungen, dieder Lagerung von CO2 direkt vorangehen, primär privateInvestoren gefordert. Fragestellungen, die sich für eineöffentliche Förderung besonders anböten, wären vor al-lem:

– die Verbreiterung des Grundlagenwissens bei derWechselwirkung von eingepresstem CO2 mit dem Ma-terial von Speicherformationen und Deckgesteinen;

– die möglichst genaue Bestimmung der Kapazitätenund Untersuchungen zur Eignung für eine dauerhafteLagerung von CO2 von geologischen Formationen.Zur Gewinnung von genaueren Daten sind detaillierteUntersuchungen an individuellen Formationen unab-dingbar.

– im Bereich der möglichen Nutzungskonkurrenzen be-steht ein dringender Forschungsbedarf, der umgehendangegangen werden sollte. Hierzu gehört auch die


Frage, wie Nutzungskonflikte aufzulösen wären (z. B.Vorrangregelungen).

Für eine belastbare Einschätzung sowohl der Potenzialeder CO2-Lagerung als auch der möglichen Risiken fürMensch, Umwelt und Klima ist es unerlässlich, prakti-sche Erfahrungen mit der Ablagerung von CO2 im Mio.-t-Maßstab zu sammeln. Neben einer sorgfältigen Standort-auswahl sollten solche Projekte von einem stringentenMonitoringprogramm begleitet werden, um die sich imGestein abspielenden Prozesse besser verstehen und zu-künftig das Verhalten von CO2 in geologischen Formatio-nen zuverlässig vorhersagen zu können.

Über die Fortentwicklung der zurzeit im Pilotmaßstabfunktionierenden Einzeltechnologien hinaus besteht der-zeit eine wesentliche Herausforderung in ihrer Integrationin ein Gesamtsystem in einer für Kraftwerke relevantenAnlagengröße. Es ist schwer vorstellbar, dass solche De-monstrationsanlagen ohne öffentliche Förderung auskom-men könnten. In diese Richtung gehen auch die diesbe-züglichen Vorschläge der EU-Kommission, bis zum Jahr2015 den Bau von zehn bis zwölf großer Demonstrations-anlagen zu fördern. Es wäre zu erwägen, diesen Prozessauf EU-Ebene proaktiv zu begleiten und durch nationaleMaßnahmen zu unterstützen.

Es wäre dringend anzuraten, in die Durchführung dieserProjekte frühzeitig sozial- und umweltwissenschaftlicheBegleitforschung zu integrieren, damit die Technologie-entwicklung an den Kriterien einer nachhaltigen Entwick-lung ausgerichtet werden kann und entscheidungsrelevan-tes Wissen zu ökonomischen, ökologischen und sozialenFolgewirkungen der CCS-Technologie bereitgestelltwird. Hierzu gehören die Analyse von Potenzialen, Risi-ken und Kosten, ökobilanzielle Betrachtungen sowie Fra-gen der Integration von CCS in das Energiesystem.

Den größten Nutzen könnte die CCS-Technologie vor al-lem dann entfalten, wenn sie zügig in globalem Maßstabeingesetzt werden würde. Daher ist zu erwägen, wie diesdurch internationale Zusammenarbeit bei Forschung undTechnologieentwicklung, die Förderung eines internatio-nalen Dialoges sowie die Unterstützung von CapacityBuilding und Technologietransfer in relevante Schwellen-länder (z. B. China, Indien) befördert werden kann.

Anstoßen der öffentlichen Debatte und Entwicklung von Akzeptanz

Obwohl die Debatte um CCS in Fachkreisen in letzterZeit an Intensität und Dynamik stark zunimmt, ist dasThema in der breiten Öffentlichkeit noch kaum angekom-men. Der – aus Umfragen ermittelte – Kenntnisstand zumThema in der Bevölkerung ist derzeit noch dürftig. Um zuverhindern, dass mangelnde Akzeptanz ein Hemmschuhin der weiteren Entwicklung und Nutzung der CCS-Tech-nologie wird, sollte rechtzeitig eine bundesweite Kom-munikations-, Informations- und Beteiligungsstrategieentworfen und umgesetzt werden. Dieser Prozess sollteergebnisoffen strukturiert sein und ausloten, ob und wieein möglichst breiter gesellschaftlicher Konsens erreich-bar sein könnte. Dies ist eine anspruchsvolle Aufgabe,

mit der begonnen werden sollte noch bevor erste konkreteStandortentscheidungen zu treffen sind.

Als möglicher erster Schritt in der Organisation diesesVerständigungsprozesses wird die Gründung eines natio-nalen „CCS-Forums“ vorgeschlagen. Derzeit ist die Zahlder Stakeholder, die auf der nationalen Ebene aktiv in denDiskurs um CCS involviert sind, vergleichsweise klein.Dementsprechend sollte es möglich sein, alle relevantenPositionen in einem ca. 20-köpfigen Forum zusammenzu-bringen. Neben der Definition der genauen Rollen- undZuständigkeitsverteilung wäre die Frage, wer als Initiatorbzw. Träger eines solchen Forums fungieren könnte alserstes zu klären. Da die Neutralität eine wesentliche Vo-raussetzung für die Glaubwürdigkeit und den Erfolg einessolchen Gremiums ist, wären die zukünftigen Betreiber/Antragsteller von CCS-Anlagen nicht als Initiator prädes-tiniert. Eher infrage kämen beispielsweise das BMU(bzw. das UBA), das Forum für Zukunftsenergien, derCOORETEC-Beirat oder der Nachhaltigkeitsrat. Hilf-reich wäre sicherlich, wenn eine prominente, auch in dieÖffentlichkeit positiv hineinwirkende Persönlichkeit fürden Vorsitz des Forums gewonnen werden könnte.

Schaffung eines Regulierungsrahmens

Es gibt in Deutschland mehrere Unternehmen, die bereitskonkrete CCS-Vorhaben planen, teilweise im fortge-schrittenen Stadium. Ohne kurzfristige Anpassung desderzeitigen Rechts sind die geplanten Vorhaben jedochunzulässig. Daher besteht hier dringender Handlungsbe-darf.

Es bietet sich ein zweistufiges Vorgehen an: Im Zuge ei-ner kurzfristig zu realisierenden Interimslösung solltendie rechtlichen Voraussetzungen geschaffen werden, da-mit Vorhaben, die überwiegend der Erforschung und Er-probung der CO2-Ablagerung dienen, zeitnah gestartetwerden können. Kernelement eines kurzfristigen Rege-lungsrahmens wäre die Schaffung eines Zulassungstatbe-stands im Bergrecht.

Gleichzeitig sollte ein umfassender Regulierungsrahmenentwickelt und möglichst auf EU-Ebene und internationalabgestimmt werden, der allen Aspekten der CCS-Techno-logie Rechnung trägt. Dieser könnte die Interimsregulie-rung ablösen, sobald der großtechnische Einsatz von CCSansteht.

Für den umfassenden Regelungsrahmen ist im Rahmendes TAB-Projekts erstmals ein detaillierter Vorschlag er-arbeitet worden. Dieser umfasst unter anderem:

– die Feststellung, dass die langfristig sichere Speiche-rung von CO2 im öffentlichen Interesse ist;

– die Feststellung grundsätzlich als geeignet angesehe-ner Sequestrierungsverfahren und dafür geeigneterRegionen und ggf. konkreter Standorte im Rahmen ei-nes bundesweiten Plans zur Ablagerung von CO2(„CCS-Plan“);

– die Schaffung eines integrierten Trägerverfahrens un-ter Beteiligung der Öffentlichkeit für die Zulassungvon konkreten CCS-Vorhaben;


– die Definition von grundlegenden Anforderungen anAbscheidung, Transport und Ablagerung zur Vorsorgevor Gefahren für die Gesundheit und Umwelt. Diesbeinhaltet auch geeignete Monitoringverfahren;

– Haftungsregelungen für Personen- und SachschädenDritter sowie für nichtklimaschutzbezogene Umwelt-schäden.

Unabhängig davon, ob der Vorschlag bei einer gesamt-politischen Bewertung in allen Einzelheiten geteilt wird– z. B. Schaffung eines eigenständigen CCS-Gesetzes mitintegriertem Trägerverfahren – stellt er nach Auffassungdes TAB einen sinnvollen Ausgangspunkt für gesetzgebe-rische Überlegungen dar.

Darüber hinaus ist zu überlegen, welche Anreize geschaf-fen werden können, damit CCS-Anlagen in der Praxis

auch umgesetzt werden. Hierfür existiert eine Reihe vonAnsatzpunkten:

– die Anrechnung von CCS im EU-Emissionshandels-system, das eng mit dem internationalen Klimaschutz-regime des Kyoto-Protokolls verschränkt ist;

– spezifische politische Instrumente, mit denen CCS vorallem in der Demonstrations- und frühen Marktdurch-dringungsphase gefördert werden kann;

– die Möglichkeiten, CCS auf ordnungsrechtlichemWege für Neu- und ggf. auch für Bestandsanlagendurchzusetzen;

– potenzielle andere Instrumente, mit denen Anreize fürdie Erschließung möglichst sicherer Ablagerungsstät-ten geschaffen werden können.


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Anhang

1. Tabellenverzeichnis

Seite

Tabelle 1 Schätzungen von CO2-Lagerungskapazitäten . . . . . . . . . . . 20Tabelle 2 Typisierung von Risiken bei der CO2-Speicherung . . . . . . . 23Tabelle 3 Kosten der CO2-Abscheidung bei Kraftwerken . . . . . . . . . . 26Tabelle 4 Kosten der Abscheidung bei Kraftwerken . . . . . . . . . . . . . . 26Tabelle 5 Kosten der CO2-Abscheidung in industriellen Prozessen . . 27Tabelle 6 CO2-Speicherkosten in Abhängigkeit von der Speichertiefe 28Tabelle 7 Begonnene und geplante CCS-Projekte (Auswahl) . . . . . . . 33Tabelle 8 Für die CCS-Technologiekette relevante

Regelungsbereiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45Tabelle 9 Abfallrechtliche Einstufung von CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

2. Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1 CO2-Intensität ausgewählter Stromerzeugungssysteme . . . 10Abbildung 2 Prozessschema eines Kohlekraftwerks . . . . . . . . . . . . . . . . 11Abbildung 3 CO2-Abscheidung nach der Verbrennung . . . . . . . . . . . . . . 11Abbildung 4 CO2-Abscheidung vor der Verbrennung . . . . . . . . . . . . . . . 12Abbildung 5 Oxyfuel-Verfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13Abbildung 6 Transportkapazität und Kosten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15Abbildung 7 Beitrag der Speichermechanismen im Zeitverlauf . . . . . . . . 16Abbildung 8 Optionen der geologischen Lagerung von CO2 . . . . . . . . . . 17Abbildung 9 Das Sleipner-Projekt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18Abbildung 10 Publizierte Schätzungen der Lagerkapazität . . . . . . . . . . . . 20Abbildung 11 Lage von Erdgas- bzw. Erdöllagerstätten und

CO2-Quellen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21Abbildung 12 Beispiel für Monitoring: Sleipner-Projekt . . . . . . . . . . . . . . 24Abbildung 13 Stromgestehungskosten verschiedener Kraftwerkstypen

ohne und mit CCS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Abbildung 14 CO2-Vermeidungskosten von Kraftwerken mit CCS . . . . . 30Abbildung 15 Zukünftige Kostenentwicklung der regenerativen

Stromerzeugung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31Abbildung 16 Jährlicher Zubaubedarf an Kraftwerkskapazität in

Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32Abbildung 17 Stromerzeugung nach Energieträgern (Modellergebnisse) . 36Abbildung 18 Verbrauch an Kohle nach Weltregionen (in Mrd. t RÖE) . . 37Abbildung 19 Geografische Lage von stationären Quellen für

CO2-Emissionen und Sedimentbecken in China . . . . . . . . . 38Abbildung 20 Barwert verschiedener Investitionsoptionen (mit und ohne

CCS) bei einem Zertifikatspreis von 30 Euro/EUA . . . . . . 56Abbildung 21 Barwert verschiedener Investitionsoptionen (mit und ohne

CCS) bei einem Zertifikatspreis von 50 Euro/EUA . . . . . . 57


3. Abkürzungsverzeichnis

AAU Assigned Amount Unit

BBergG Bundesberggesetz

BBodSchG Gesetz zum Schutz vor schädlichen Bodenveränderungen und zur Sanierung von Altlasten (Bundesbodenschutzgesetz)

BGB Bürgerliches Gesetzbuch

BGBl. Bundesgesetzblatt

BGR Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe

BImSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz

BImSchV Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes

BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

CCS Carbon Capture and Storage

CDM Clean Development Mechanism

CO2 Kohlendioxid

CH4 Methan

ECBM Enhanced Coal Bed Methane Recovery

EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz

EGR Enhanced Gas Recovery

EOR Enhanced Oil Recovery

EPPSA European Power Plant Suppliers Association

EU Europäische Union

EUA EU-Allowance

FuE Forschung und Entwicklung

GGVSee Verordnung über die Beförderung gefährlicher Güter mit Seeschiffen

GrWV Grundwasserverordnung

GuD Gas- und Dampfkombiprozess, Gas- und Dampfkraftwerk

G8 Gruppe der Acht (Italien, Kanada, Japan, Deutschland, USA, Russland, Großbritannien, Frankreich)

HELCOM Helsinki Konvention (Übereinkommen über den Schutz der Meeresumwelt des Ostseegebiets)

H2 Wasserstoff

IGCC Integrated Gasification Combined Cycle

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change

JI Joint Implementation

KrW-/AbfG Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

KWKG Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz

LPG Liquefied Petroleum Gas


MEA Monoethanolamin

MeO Metalloxid

NBBW Nachhaltigkeitsbeirat der Landesregierung Baden-Württemberg

NGO Non-Governmental Organization

OSPAR Oslo-Paris-Konvention (Übereinkommen über den Schutz der Meeresumwelt des Nordostatlantiks)

RohrFLtgV Rohrfernleitungsanlagenverordnung

SOx Schwefeloxide

TAB Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag

UBA Umweltbundesamt

UGB Umweltgesetzbuch

UmweltHG Umwelthaftungsgesetz

USchadG Umweltschadensgesetz

UVP Umweltverträglichkeitsprüfung

UVPG Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung

UVP-V Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung

WBGU Wissenschaftlicher Beirat Globale Umweltveränderung

WHG Wasserhaushaltsgesetz

ZECA Zero Emission Coal Alliance


4. Glossar

Aquifer Auch Grundwasserspeicher: wasserführender Gesteinskörper mit Hohlräumen, der zur Lei-tung von Flüssigkeit geeignet ist.

Basisperiode Vergleichszeitraum zur Messung von Veränderungen.

Biomasse Organisches Material in der Biosphäre.

CDM Clean Development Mechanism – Einer der vom Kyoto-Protokoll vorgesehenen flexiblenMechanismen. Ein Land, das im Anhang 1 des Kyoto-Protokolls aufgeführt wird, kann voneinem Land, das nicht in diesem Anhang aufgeführt ist, „carbon credits“ (CERs) einkaufen.

CO2-Äquivalent Kennzahl für das Treibhausgaspotenzial von Stoffen in der Erdatmosphäre. Als Referenz-wert dient die Treibhauswirkung von Kohlendioxid.

COORETEC CO2-Reduktions-Technologien an fossil befeuerten Kraftwerken. Forschungs- und Entwick-lungsinitiative des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie

Demonstrationsphase Eine Technologie, die sich in der Demonstrationsphase befindet und bereits in Pilotprojek-ten oder in kleinem Maßstab eingesetzt wird, aber noch nicht in vollem Umfang ökono-misch sinnvoll realisierbar ist.

Emissionsfaktor Das Verhältnis aus der Masse eines freigesetzten (emittierten) Stoffes zu der eingesetztenMasse eines Ausgangsstoffes. Der Emissionsfaktor ist stoff- und prozessspezifisch.

Emissionshandel Handelssystem, in dem eine festgelegte Menge von Emissionsrechten ge- und verkauft wer-den kann.

Flüchtige Emissionen Jede vom Menschen verursachte Freisetzung von Gasen oder Dämpfen, z. B. bei Verarbei-tung und Transport von Gas oder Benzin.

IGCC Integrated Gasification Combined Cycle – Verfahren zur Energieerzeugung, bei dem Koh-lenwasserstoffe oder Kohle in Gas umgewandelt werden. Dieses kann als Treibstoff in Gas-oder Dampfturbinen eingesetzt werden.

Injektion Einpressen von Flüssigkeiten in Gesteinsfugen unter Druck.

JI Joint Implementation – Einer der vom Kyoto-Protokoll vorgesehenen flexiblen Mechanis-men zur Reduktion von Emissionen. Ist ein Staat im Annex I des Kyoto-Protokolls aufge-führt, so kann er durch Umsetzung emissionsmindernder Maßnahmen in einem anderen dortaufgeführten Staat zusätzliche Emissionsrechte erwerben.

Kyoto-Protokoll Das Kyoto-Protokoll ist ein 1997 beschlossenes Zusatzprotokoll zur Ausgestaltung der Kli-marahmenkonvention der Vereinten Nationen mit dem Ziel des Klimaschutzes.

Leckage Bezogen auf Projekte zur Treibhausgasreduktion, wird das Entweichen von Treibhausgasen,das über die für das Projekt veranschlagte Menge hinausgeht, als Leckage bezeichnet. Bezo-gen auf die CO2-Speicherung ist das Entweichen von CO2 aus seinem Speicher ins Wasserund/oder die Atmosphäre gemeint.

London Convention Konvention über Vermeidung der Meeresverschmutzungen wegen des Abschüttens undWegwerfens von Abfällen und anderer Stoffe, die am 29. Dezember 1972 verabschiedetwurde.

Mineralisierung Vorgang, bei dem CO2, das in einen Gesteinskörper eingebracht wurde, mit Silikatminera-lien Reaktionen eingeht und stabile Kohlenstoffverbindungen formt.

Monitoring Prozess, bei dem die Menge an gespeichertem CO2 gemessen und seine Position und dasVerhalten im Untergrund überwacht werden.

Speicher/Reservoir Unterirdischer Gesteinskörper von ausreichender Durchlässigkeit, um Flüssigkeiten zu spei-chern und durchzuleiten.

Tiefer saliner Aquifer Tiefliegender, salzwasserführender Gesteinskörper mit hoher Durchlässigkeit.

Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4), Stickoxid (N2O), Fluorkohlenwasserstoffe (HFCs),Perfluorcarbon (PFC), Schwefelhexafluorid (SF6)

Treibhausgasinventar Umfassende Emissionsstatistik nach den Vorgaben der Klimarahmenkonvention.

Gesamtherstellung: H. Heenemann GmbH & Co., Buch- und Offsetdruckerei, Bessemerstraße 83–91, 12103 BerlinVertrieb: Bundesanzeiger Verlagsgesellschaft mbH, Amsterdamer Str. 192, 50735 Köln, Telefon (02 21) 97 66 83 40, Telefax (02 21) 97 66 83 44

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