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CO2-Sequestrierung

Unter CO2-Sequestrierung versteht man die Deponierung von Kohlendioxid (CO2), das beispielsweise in Kraftwerken entstanden ist. Die Sequestrierung ist Teil des CCS-Prozesses (Carbon Dioxide Capture and Storage) zur CO2-armen Nutzung fossiler Rohstoffe bei der Stromerzeugung. CO2 aus der Verbrennung fossiler Energieträger soll abgetrennt und danach eingelagert werden, um nicht in die Atmosphäre zu gelangen. Grund für diese Bemühungen ist die globale Erwärmung, welche ihre Ursache in den menschlichen Emissionen von Treibhausgasen wie Kohlendioxid hat.

Als Sequestrierung im eigentlichen Sinne bezeichnet man die Einlagerung des CO2. Die Abtrennung im Kraftwerksprozess kann mit unterschiedlichen Verfahren erfolgen, z. B. nach einer Kohlevergasung (CO2-reduziertes IGCC-Kraftwerk), Verbrennung in Sauerstoffatmosphäre, oder CO2-Wäsche aus dem Rauchgas. Als mögliche CO2-Speicher gelten zum einen geologische Formationen wie Erdöllagerstätten, Erdgaslagerstätten, salzhaltige Grundwasserleiter (sogenannte Aquifere) oder Kohleflöze. Aber auch eine Lagerung in der Tiefsee wird untersucht.

Momentan befindet sich die CO2-Sequestrierung allerdings noch im Entwicklungsstadium. Bislang existieren nur Pilotanlagen mit geringer Leistung, auch die Frage der sicheren Endlagerung ist noch nicht eindeutig geklärt. Ein großtechnischer Einsatz erscheint frühestens in 10–20 Jahren als möglich.[1]

Auf EU-Ebene wird zur Zeit (2008) eine Regulierung der geologischen Speicherung vorbereitet. Der von der EU-Kommission im Januar 2008 vorgelegte Richtlinienentwurf soll in erster Linie die Auswahl und die Genehmigungsvefahren für Speicherstätten einheitlich reglen. Aber auch eine verpflichtende Nutzung in neuen Kraftwerken und das Nachrüsten bestehender ist in der Diskussion.[2]


Inhaltsverzeichnis

Möglichkeiten zur Abscheidung des Kohlenstoffdioxids

Abscheidung in konventionellen Kohlekraftwerken

In den meisten Kohlekraftwerken verlässt das Rauchgas nach der Entschwefelung den Schornstein, wodurch das CO2, das einen Anteil von etwa 15 Prozent ausmacht, in die Atmosphäre gelangt. Bei einem herkömmlichen Kohlekraftwerk entsteht aus 0,32 kg Steinkohle ca. 0,88 kg Kohlendioxid und 1 kWh elektrischer Strom bei einem Wirkungsgrad von 38 %. Zur Erzeugung der gleichen Strommenge muss zusätzliche Kohle zur Erzeugung von Wärmeenergie für die Abtrennung von Kohlendioxid verwendet werden; dies verschlechtert den Wirkungsgrad. Zur Abtrennung des CO2 könnte man nach der Entschwefelung einen Amin-Wäscher oder eine Carbonat-Wäsche installieren, dieses Verfahren wird auch Post-Combustion-Capture genannt. Dort könnte das CO2 z.B. durch fein verteilte Amin-Tröpfchen absorbiert werden. In einem zweiten Schritt würden die Amine oder das Hydrogencarbonat in einen Abscheider (Stripper) gelangen, wo sie erhitzt würden, sodass das CO2 wieder in konzentrierter Form frei wird, das dann eingelagert oder für eine chemische Umsetzung mit Wasserstoff in der Methanolsynthese umgesetzt werden kann.

Bei der Aminwäsche wird Kohlendioxid bei 27 °C an den Träger angelagert, bei 150 °C vom Träger wieder abgegeben. Bei der Carbonatwäsche erfolgt die Anlagerung bei ca. 40 °C und die Abspaltung bei 105 °C. Die Kohlendioxidabtrennung liegt bei ca. 90 %.[3] Die Amine oder die Pottasche können dann erneut zur Absorption verwendet werden. Diese Abscheidemethode ist technisch am ausgereiftesten. Hauptnachteil ist jedoch der hohe Energiebedarf, der für die Regenerierung der Amine notwendig ist. Dieser führt dazu, dass der Kraftwerkswirkungsgrad um 10 bis 15 % sinkt. Bei einem herkömmlichen Kohlekraftwerk sinkt dabei der Gesamtwirkungsgrad von 38 auf ca. 23 %. Beim herkömmlichen Kraftwerk ist dieser Weg daher nicht sinnvoll.

Bessere Wirkungsgrade lassen sich mit modernen GuD-Kraftwerken erzielen. Ein modernes GuD-Steinkohlekraftwerk hat einen Wirkungsgrad von ca. 45 %, durch die Amin- oder Carbonatwäsche sinkt der Wirkungsgrad auf dann 30 bis 35 %.

Für chemische Synthesen erscheint es energetisch sinnvoll, das Kohlendioxid mit Kohle zu Kohlenmonoxid (Boudouard-Gleichgewicht) umzuwandeln.[4] Für die Methanolherstellung würde jedoch zusätzlich Wasserstoff benötigt werden.

Auch mit organischen Lösungsmitteln kann das Kohlendioxid aus dem Rauchgas entfernt werden. Z.B. mit Methanol (Rectisolwäsche), N-Methylpyrrolidin (Purisolwäsche) oder Polyethylenglykoldimethylether (Selexol-Wäsche). Der Abscheidegrad von Kohlendioxid bei einem Steinkohlekraftwerk liegt mit diesen Verfahren bei bis zu ca. 95 %.

Abscheidung in IGCC-Kombikraftwerken

In Kombikraftwerken mit integrierter Kohlevergasung (Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC) und CO2-Abtrennung (Carbon Dioxide Capture and Storage, CCS) reagiert die Kohle in einem ersten Schritt (Vergasen, partielle Oxidation) durch unterstöchiometrische Wasserzugabe zu Wasserstoff und Kohlenstoffmonoxid. Mit Hilfe geeigneter Katalysatoren kann Kohlenstoffmonoxid und Wasserdampf zu Kohlendioxid und Wasserstoff reagieren (homogene Wassergasreaktion). Dadurch kann ein Gasgemisch gewonnen werden, das hauptsächlich aus Wasserstoff und Kohlendioxid besteht. Bedingt durch die Vergasung bei Drücken bis 60 bar, kann eine hohe CO2-Konzentration und damit ein hoher CO2-Partialdruck im Gasgemisch eingestellt werden. Unter diesen Bedingungen kann CO2 mit erprobten Verfahren aus dem Gasgemisch absorbiert werden (physikalische Absorption). Dieses Verfahren wird als Pre-Combustion-Capture bezeichnet, da das CO2 vor der Verbrennung entfernt wird. Die Entschwefelung erfolgt nach dem gleichen Prinzip (Abtrennung von Schwefelwasserstoff). Das so aufbereitete Brenngas besteht danach überwiegend aus Wasserstoff (bis 90 Vol.-% möglich) und kann in einem GuD-Prozess genutzt werden. Bei entsprechendem technischen Fortschritt wäre auch eine Nutzung in Brennstoffzellen denkbar. Da IGCC-Kraftwerke ohne CO2-Abscheidung bereits mit technischen Problemen zu kämpfen haben, wird es bis zur Marktreife dieser Technologie jedoch noch einige Jahre dauern. Berechnungen zu Folge hat diese Variante der CO2-Abscheidung den geringsten Wirkungsgradverlust (< 10 %-Punkte). Der Energieversorger RWE hat 2006 angekündigt, bis 2014 ein Kraftwerk solchen Typs mit CO2-Abscheidung in Deutschland errichten zu wollen.

Zur Zeit werden im Rahmen des COORIVA-Verbundvorhabens (COORETEC-Programm) in Deutschland unterschiedliche Optionen für IGCC-Kraftwerke mit CO2-Abtrennung untersucht.

Abscheidung im Oxyfuel-Verfahren

Im Oxyfuel-Verfahren wird die Kohle in einer Atmosphäre aus reinem Sauerstoff und CO2 (rezirkulierendem Rauchgas) verbrannt. Das dabei entstehende Rauchgas ist nicht mit Luft-Stickstoff verdünnt und besteht im Wesentlichen aus CO2 und Wasserdampf. Der Wasserdampf kann mit wenig Aufwand auskondensiert werden, so dass ein hochkonzentrierter CO2-Strom (Konzentration im Idealfall nahe 100 %) übrigbleibt. Das CO2 kann dann verdichtet und zum Lager transportiert werden. Nach erfolgreichem Test in einer Versuchsanlage wird aktuell eine Pilotanlage zur CO2-Sequestrierung mit einer Leistung von 30 MWthermisch im Industriepark Schwarze Pumpe in unmittelbarer Nähe zum Kraftwerk Schwarze Pumpe errichtet, die 2008 in Betrieb genommen werden soll. Auch bei dieser Variante sinkt der Wirkungsgrad gegenüber einer Anlage ohne CO2-Abscheidung um 10-15 %. Hauptenergieverbraucher ist in diesem Fall die Luftzerlegungsanlage für die Sauerstoffproduktion.

Weitere Möglichkeiten

Am einfachsten lässt sich CO2 in Anlagen, die Wasserstoff aus Erdgas herstellen, abscheiden, weil es dort in sehr reiner Form auftritt. Erste Versuche zur CO2-Sequestrierung sind daher auf diesen Bereich und nicht auf Kohlekraftwerke angelegt, so z.B. in Norwegen (Sleipner) oder der algerischen Sahara (In-Salah).

Durch die steigende Nachfrage nach Erdöl wird die Kohleverflüssigung zur Herstellung von Kohlenwasserstoffen für Treibstoffzwecke rentabler. Dabei fallen große Mengen an CO2 an, weil die pro Kohlenstoffatom gebundene Energiemenge im Produkt (Kohlenwasserstoff) wesentlich größer ist als im Rohstoff (Kohle). Im Prozess muss also Primärenergie übertragen werden. Ein Teil des Kohlenstoffs wird energetisch aufgewertet (reduziert), ein anderer zur Energiefreisetzung oxidiert.

Weitere Programme erforschen Möglichkeiten, das Kohlenstoffdioxid mittels chemischer Absorber direkt aus der Luft zu filtern.

Die Gesellschaft Deutscher Chemiker (GDCh) empfiehlt als effizienteste Abscheidungsmethode die Erzeugung und Deponierung von Biomasse, insbesondere Holz.

CCS-Ready

Im Zusammenhang mit dem Neubau von Kohlekraftwerken werden zunehmend die Begriffe „CCS-Ready“ bzw. „Capture-Ready“ diskutiert, die bescheinigen sollen, dass der Kraftwerksneubau für nachträgliche Installationen zur Abscheidung vorbereitet ist. Diese Begriffe sind allerdings derzeit nicht gesetzlich geschützt oder auch nur genau definiert. Da für den Aufbau der Abscheidung jedoch Flächen benötigt werden, die in etwa der ursprünglichen Kraftwerksfläche entsprechen, sollten bei einem Kraftwerksneubau oder einer Renovierung zumindest diese Flächen vorhanden und für die Nutzung freigegeben sein. Ein Kraftwerksneubau ohne diese Flächen kann im Zuge der Genehmigung auf keinen Fall geltend machen, "CCS-Ready" zu sein.

Mögliche CO2-Lagerstätten

Von den meisten Forschern auf dem Gebiet der CO2-Sequestrierung wird eine Lagerung in tiefen Sedimentschichten, deren Poren mit Salzwasser gefüllt sind, favorisiert. Damit ein erneutes Zutagetreten des Kohlenstoffdioxids praktisch ausgeschlossen ist, müssen diese Schichten unterhalb der Trinkwasserschichten, also in mindestens 800 Metern Tiefe liegen und durch eine impermeable Deckschicht abgedeckt sein. Durch den dort herrschenden Druck besitzt das CO2 eine etwa so große Dichte wie das Salzwasser, wodurch es dieses aus den Poren verdrängen kann. Bei der Nutzung tiefer Aquifere steht die Sequestrierung allerdings im Wettbewerb mit anderen, wahrscheinlich sinnvolleren Nutzungen, beispielsweise der Nutzung tiefer heißer Aquifere zur nachhaltigen Stromerzeugung aus Geothermie. Fragen der Umweltschädlichkeit der Endlagerung großer Mengen von CO2 in Aquiferen sind noch nicht untersucht. Da in Deutschland die Deponierung von Abfällen grundsätzlich nicht gestattet ist, sind auch rechtliche Fragen noch zu klären.

Kohlenstoffdioxid kann in Form von Karbonaten gespeichert werden, die auch offen deponiert werden könnten. Als Ausgangsstoffe kommen hierfür in erster Linie Silikate der Erdalkalimetalle in Frage. Diese lassen sich mit gelöster Kohlensäure exotherm zu Karbonaten und Kieselsäuren umsetzen. Besonders erfolgversprechend sind nicht- oder niedrigpolymerisierte Silikate wie Olivine, Pyroxene und Pyroxenoide, so z.B. Forsterit, Monticellit, Wollastonit, Diopsid oder Enstatit, weniger dagegen Schichtsilikate wie die Serpentine. Problematisch ist dennoch die langsame Reaktionsgeschwindigkeit. Zu deponierende Produkte wären Magnesium- oder Calciumcarbonat und aus der Kieselsäure ausgefälltes Siliciumdioxid.

Man kann Kohlenstoffdioxid auch in tiefe, nicht-abbaubare Kohleflöze injizieren. Der Vorteil dieser Methode ist, dass das CO2 an der Kohle sorbiert (durch schwache physikalische Wechselwirkungen fixiert) wird. Das in der Kohle normalerweise enthaltene so genannte Flözgas Methan wird dadurch verdrängt und kann als relativ saubere Energiequelle gefördert und genutzt werden.

Derzeit wird der Austausch von Methan-Hydraten in Sedimentschichten am Meeresboden gegen CO2 erforscht. Der kommerzielle Abbau von Gashydrat-Lagerstätten zwecks Gewinnung des fossilen Energieträgers wurde bisher nur in einem westsibirischen Permafrostvorkommen realisiert. In Japan, USA, Kanada, Südkorea, China, Indien und anderen Staaten werden jedoch umfangreiche Förderprogramme aufgelegt, die darauf abzielen, in ca. 10 Jahren mit dem großflächigen Abbau von submarinen Hydratlagerstätten zu beginnen. Das Leibniz-Institut für Meereswissenschaften an der Universität Kiel hat zum Ziel, den großen Schaden am Weltklima abzuwenden, indem das dem Meeresboden entnommene Methan gegen CO2 ausgetauscht wird.

Forschungsprogramme

In vielen Industrieländern der Erde wird die CO2-Sequestrierung erforscht. Die Europäische Union hat ihren bisherigen Forschungsetat für diesen Bereich von 30 auf 200 Millionen Euro aufgestockt. Auch in den USA existiert bereits seit 1997 ein derartiges Forschungsprogramm.

In der Bundesrepublik Deutschland wird in Forschungsprojekten im Rahmen der Programme Geotechnologien und Cooretec untersucht, wie der notwendige Kraftwerksneubau in Deutschland von 40 GW (etwa 1/3 der Engpassleistung aller deutschen Kraftwerke) so gestaltet werden sollte, dass die notwendige Reduzierung der CO2-Emissionen erreicht werden kann. So müssen insbesondere die Wirkungsgrade der Kraftwerke maximiert werden, weil so der CO2-Anfall an der Quelle minimiert wird. Weiterhin erprobt man die Realisierung von Kraftwerkstechnologien mit CO2-Abtrennung (Prognose: Ersteinsatz bis 2030) sowie Möglichkeiten, das Gas aus den Rauchgasen konventioneller Kraftwerke abzuscheiden. Zuletzt wird nach Möglichkeiten gesucht, das abgetrennte CO2 dauerhaft und sicher zu speichern.

Die möglichen Lagerungskapazitäten für CO2 werden für die Bundesrepublik Deutschland mit etwa 22 Gt (Gigatonnen) angenommen, diese Annahmen sind aber noch nicht abschließend geklärt. Umfangreiche Untersuchungen dazu finden sich bei der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR). [1]

Auf EU-Ebene wurde die Technologieplattform für CO2-freie Kraftwerke (TP ZEFFPP) eingerichtet, die in internationaler Kooperation von Experten aus Nichtregierungsorganisationen, Wissenschaft und Industrie den Stand der Forschung untersucht und den Handlungsbedarf ermittelt, um die Vision CO2-freier Kraftwerke umzusetzen. Dieses Gremium erarbeitet auch Vorschläge für die Ausrichtung des 7. Forschungsrahmenprogramms der EU. Hierzu ist allerdings anzumerken, dass der Begriff CO2-freie Kraftwerke irreführend ist, es geht allenfalls um eine Reduzierung der CO2 - Abgabe in die Atmosphäre. Dies gilt insbesondere, wenn nicht nur das Kraftwerk, sondern die Stromerzeugung aus Kohle insgesamt betrachtet wird.

Am 10. und 11. März 2005 fand auf der internationalen Energiemesse ENERTEC ein vom Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit veranstalteter Workshop zu CO2-minderungs Technologien statt. Die Folien zu den Vorträgen können von [2] heruntergeladen werden. Dort wird vor allem der Stand zur CO2-Sequestrierung dargestellt [3].

Vorteile und Chancen

Da auch stark zunehmende Nutzung regenerativer Energien und Energieeffizienzsteigerung auf der Erzeugungs- und Verbrauchsseite selbst unter optimistischen Annahmen fossile Energieerzeugung nur langfristig ablösen wird, wird die weltweite Stromversorgung noch auf Jahrzehnte - insbesondere auch in den Wachstumsländern China und Indien - auf fossilen Primärenergieträgern angewiesen sein. Es besteht mit der dauerhaften Einlagerung (Endlagerung) des Kohlenstoffdioxids daher gegebenenfalls eine Möglichkeit, die ansonsten zu erwartende steigende Belastung der Atmosphäre mit Treibhausgasen zu reduzieren.

In Sedimentschichten eingelagertes Kohlenstoffdioxid hätte auch (lokal begrenzt und in der Menge ohne Bedeutung) seine Vorteile: In fast erschöpften Erdöllagerstätten könnte man dadurch den Förderdruck erhöhen. Entsprechende Programme laufen bereits in Großbritannien (Nordsee) und den USA.

Setzt man Biomasse als Brennstoff ein, könnte man in Verbindung mit CCS CO2 aus dem atmosphärischen Kreislauf entziehen und damit zu einer echten Reduktion von Treibhausgasen kommen.

Nachteile und Risiken

Der Wirkungsgradverlust am Kraftwerk führt zu einem um bis zu ca. 40 % erhöhten Brennstoffeinsatz zur Erzeugung der gleichen Strommenge. Hieraus resultieren neben hohen Kosten auch zusätzlicher Umweltverbrauch durch Landschaftszerstörung (im Fall z.B. von Braunkohletagebau), Transport etc. Weitere Umweltfolgen entstehen durch erhöhten Anfall von Abwasser und Abfall als Folge des Abscheidungsprozesses. Diese lassen sich mit dem gegenwärtigen Kenntnisstand noch nicht quantifizieren.

Bei manchen Arten der Lagerung, insbesondere bei der Einleitung ins Meer, könnte das gespeicherte CO2 im Laufe von einigen 100 bis 1000 Jahren wieder in die Atmosphäre gelangen, so dass nur eine Verzögerung der Emission erreicht oder es im Extremfall sogar zu einer Erhöhung der CO2-Emission kommen würde (aufgrund des erhöhten Brennstoffeinsatzes wird mehr CO2 produziert als ohne Abscheidung). Auch bei einigen unterirdischen Lagern, die prinzipiell wesentlich zuverlässiger sind, ist die Dichtigkeit des Endlagers schwer einzuschätzen. Das Beobachten von CO2-Lagern ist daher wichtiger Gegenstand der Entwicklung. Die Gefahr des allmählichen Ausgasens, das den klimapolitischen Effekt der CO2-Sequestrierung womöglich unbemerkt zunichte machen würde, erschwert auch die Suche nach geeigneten Lagerstätten, denn der endgültige Verbleib des Gases muss natürlich gesichert sein (je nach Ansicht für mindestens 200 oder 10.000 Jahre). Die deutsche Bundesregierung hält aus klimapolitischer Sicht eine maximale Leckagerate von 0,01 % pro Jahr für akzeptabel[5], bei der nach 1000 Jahren noch ca. 90 % des CO2 im Speicher verbleibt.

Weit gefährlicher als das allmähliche Ausgasen des gespeicherten Kohlenstoffdioxids wäre ein plötzliches Zutagetreten. Dadurch würden hohe CO2-Konzentrationen erreicht werden, die erstickend wirken (siehe hierzu Nyos-Unglück). Aufgrund von Beobachtungen bei der Erdgasförderung kann das Auftreten von Erdbeben im Bereich der Lagerstätte, und damit evtl. ein solches Zutagetreten durch Risse oder an defekten Bohrlöchern nicht grundsätzlich ausgeschlossen werden.

Die Einleitung großer Mengen CO2 ins Meer kann massive ökologische Folgen haben, etwa durch Senkung des pH-Wertes oder die Bildung von „CO2-Seen“ auf dem Meeresgrund, die das dortige Leben abtöten (siehe dazu auch Kohlenstoffzyklus, hier vor allem Kohlenstoffzyklus (Probleme technischer Lösungen)).

Die Verfahren zur CO2-Sequestrierung verursachen zusätzliche Kosten in der Stromerzeugung. Die wirtschaftliche Machbarkeit hängt daher wesentlich von den im CO2-Handel festgelegten Preisen der Emissionsrechte ab. Ziel des europäischen Emissionsrechtehandels ist die Förderung CO2-mindernder Technologien, zu denen die CO2-Sequestrierung gehört. Da die CO2-Sequestrierung voraussichtlich erst 2020 großtechnisch zur Verfügung stehen wird, stellt sich von der Kostenseite her zusätzlich die Frage, inwieweit die Technologie dann noch mit erneuerbaren Energien konkurrieren kann. Den Erneuerbaren wird ein großes Kostensenkungspotential nachgesagt, wobei die CCS-Technologie zu einer deutlichen Verteuerung der Stromproduktion aus fossilen Energien führen wird. Mehrere Forschungsinstitute haben dazu im Auftrag des Umweltministeriums eine Studie durchgeführt, die zum Ergebnis hat, dass Strom aus Offshore-Windanlagen bereits ab 2020 günstiger sein könnte als Strom aus fossilen Kraftwerken mit CO2-Sequestrierung.

Wollte man das gesamte Kohlendioxid, das während der Lebensdauer von 40 Jahren eines konventionellen Kraftwerks auftritt, in Sedimentschichten lagern, bräuchte man dafür so große Reservoirs, dass das Kraftwerk nur an wenigen Stellen der Erde errichtet werden könnte (vornehmlich an Erdöllagerstätten). Forscher sind jedoch zuversichtlich, mittels noch zu entwickelnder besserer Erkundungsmethoden genügend Speicherstätten finden zu können. Letztendlich kann man die Sequestrierung und Endlagerung von Kohlendioxid als Strategie verstehen, den langfristigen Weiterbetrieb von Kohlekraftwerken zu ermöglichen.

Alternativen

Kritiker der CO2-Sequestrierung wenden ein, dass andere Alternativen mit weniger Problemen behaftet, weiter entwickelt und zumindest langfristig billiger seien. Insbesondere werden hier genannt:

Die bisherigen Forschungen oder Vorhaben beschäftigen sich in der Regel nur mit der Speicherung von flüssigem oder gasförmigen CO2 oder in Form von Trockeneis. Daneben gibt es aber auch die Möglichkeit, das CO2 als Biomasse zu binden und als daraus gewonnenen Kohlenstoff zu speichern, also z.B. als Pyrogener Kohlenstoff in Form von Biokoks oder Schwarzerde (s.a. Terra preta: Schwarzerde in Amazonien). Auf diese Aggregatform sind die meisten der oben genannten Kritikpunkte dann nicht mehr zutreffend. Dieser Umweg zeigt allerdings, dass es am effektivsten wäre, die fossilen Kohlenstoffablagerungen gleich unberührt liegen zu lassen, anstatt sie nachträglich wieder herzustellen.

Kosten

Die Kosten der CO2-Sequestrierung setzen sich zusammen aus:

Die Höhe ist gegenwärtig noch nicht bekannt. Die IEA schätzt, dass die Kosten gegenwärtig bei 50 bis 100 US-Dollar pro Tonne abgeschiedenes CO2 liegen, durch Forschungs- und Entwicklungsarbeit bis 2030 aber auf 25 bis 50 Dollar gesenkt werden können [4]. Hierdurch würden die Verbraucherpreise für Strom mindestens auf das Doppelte der heutigen Preise steigen.

In die Kostenbetrachtung muss aber die zukünftige Entwicklung mit einbezogen werden. Da zu erwarten ist, dass die zulässigen Grenzwerte für Schadstoffemissionen weiterhin fallen werden, bzw. Emissionsrechte teurer werden, kann sich für ein neues Kraftwerk mit einer Lebensdauer von 60 Jahren die CO2-Sequestrierung durchaus lohnen.

Literatur

Einzelanchweise

  1. Konrad Kleinknecht: Wer im Treibhaus sitzt, Piper, 2007, ISBN 978-3-492-05011-1
  2. Europäisches Parlament: "EU-Klimaschutzpaket 2020: CO2-Abtrennung und Speicherung" (Website des Europäischen Parlaments, 14.05.2008)
  3. Birgit Kessler, Jörg von Eysmondt und Heinrich Merten: Nutzung von CO2 aus Rauchgas für chemische Synthesen, Chem.-Ing-Tech. 64 (1992) Nr. 12, S. 1076, VCH-Verlagsgesellschaft Weinheim
  4. Birgit Kessler, Jörg von Eysmondt und Heinrich Merten: Nutzung von CO2 aus Rauchgas für chemische Synthesen, Chem.-Ing-Tech. 64 (1992) Nr. 12, S. 1078, VCH-Verlagsgesellschaft Weinheim
  5. CO2-Abscheidung und -Lagerung, Antwort der Bundesregierung auf eine Kleine Anfrage von Abgeordneten der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen im Deutschen Bundestag, 18. April 2007 (PDF)