Siemens PostCap TM CO 2 Capture Technology. Copyright Siemens AG, Alle Rechte vorbehalten.

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1 Siemens PostCap TM CO 2 Capture Technology Copyright Siemens AG, Alle Rechte vorbehalten.

2 Inhalt 1. CO 2 Abscheidung, Nutzung und Speicherung (CCUS = engl. Carbon Capture Utilization and Storage) Was ist CO 2? Wieviel CO 2 kommt in der Atmosphäre vor? Warum ist CCUS nötig? Was verbirgt sich hinter der CCUS-Technologie? Was versteht man unter der Abscheidung von Kohlendioxid (CO 2 )? Was passiert mit dem abgeschiedenen CO 2? Wie funktioniert das CCUS-Verfahren konkret und aus welchen Schritten setzt sich das CCUS-Verfahren zusammen? Entweicht mit CCUS gar kein CO 2 mehr in die Atmosphäre? Welches Verfahren verfolgt Siemens im Bereich CCUS? CO 2 Abscheidung mittels Post-Combustion Technologie Wodurch zeichnet sich das Post-Combustion Verfahren im Vergleich zu anderen CCUS Technologien aus? Wie funktioniert das Post-Combustion Verfahren? Bietet Siemens ein eigenes Post-Combustion Verfahren an? Was sind die Vorteile des Siemens PostCap TM Prozesses? Wie hoch ist die für den Abscheidungsprozess nötige Energie? Welche Erfahrungen kann Siemens bzgl. seines PostCap TM Prozesses vorweisen? Wurden bereits Post-Combustion Anlagen für Kraftwerke im großtechnischen Maßstab gebaut? Waschmittel für Post-Combustion Welche Waschmittel werden bei CCUS verwendet? Was sind Amine? Was genau sind Aminosäuren? Welches Waschmittel kommt beim Siemens PostCap TM Prozess zum Einsatz? Wodurch zeichnet es sich aus? Ist das von Siemens eingesetzte Aminosäuresalz schädlich? Welche Vorteile hat der neue Prozess gegenüber der klassischen MEA-Wäsche? Copyright Siemens AG, Seite 2 von 25

3 3.4 Wie werden potentielle Waschmittelemissionen konkret vermieden? Wie hoch ist der spezifische Wärmebedarf? Welche Schadstoffe wie z.b. SO x -Konzentration im Rauchgas verträgt das Waschmittel? Siemens PostCap TM Pilotanlage Staudinger Was genau ist die Pilotanlage Staudinger? Was bezweckt sie? Wie funktioniert die Anlage? Wie stellt man die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf die Großanlage sicher? Kann Waschmittel aus der Pilotanlage in die Umgebung gelangen? Wie rein ist das Waschmittel in der Pilotanlage? Welche Erfahrungen wurden mit dem Waschmittel schon gesammelt bevor es in Staudinger zum Einsatz kam? Wohin gelangt das CO 2 aus der Staudinger-Pilotanlage? Wie wird der Betrieb finanziert? Wie lange ist die Pilotanlage bereits in Betrieb? Welche Leistung hat die Anlage? Wieviel CO 2 wird abgeschieden? Klimapolitik, Emissionshandel und NER Wird CCUS verbindlich vorgeschrieben? Wie funktioniert Emissionshandel? Wieviel Zertifikate werden in Deutschland gehandelt? Was ist unter Backloading zu verstehen? Was ist das NER300 Programm? Wie viele Zertifikate wurden verkauft, wie viel Euro wurde mit den verkauften Zertifikaten verdient? Wie viele Projekte werden im Rahmen von NER300 gefördert? Wie viele Kraftwerke sollen weltweit mit CCUS ausgestattet werden? Wirtschaftlichkeit Welche Vorteile hat der neue Prozess gegenüber der klassischen MEA-Wäsche? Wie viel kostet die Abscheidung und Speicherung von CO 2? Wer übernimmt die Kosten? Copyright Siemens AG, Seite 3 von 25

4 7. Transport Wie wird CO 2 transportiert? Ist der Transport von CO 2 sicher? Welche Gesundheits- und Sicherheitsrichtlinien existieren für den Transport von CO 2? Welche Länge haben solche Pipelines? Wie sieht eine Pipeline aus? Speicherung Wo gibt es Speicherkapazitäten? Wie sicher ist die CO 2 -Speicherung im geologischen Untergrund? Welche geologischen Kriterien muss ein Speicher erfüllen? Welche Mechanismen halten das CO 2 in der Tiefe fest? Welchen Einfluss hat CO 2 auf Grundwasser und Nebengestein? Wie werden die Speicher überwacht? Was passiert, wenn CO 2 doch aus dem Speicher entweicht? Kann die Verpressung von CO 2 Erdbeben auslösen? Ist die CCUS-Technik schon genügend erprobt? Welche Probleme sind noch zu lösen? (Definitionen und) Abkürzungen Copyright Siemens AG, Seite 4 von 25

5 1. CO2 Abscheidung, Nutzung und Speicherung (CCUS = engl. Carbon Capture Utilization and Storage) 1.1 Was ist CO2? Eine chemische Verbindung aus Kohlenstoff und Sauerstoff. Es ist farb- und geruchlos, nicht explosiv, nicht brennbar und nicht giftig. Es ist schwerer als Luft und kann dadurch in Senken Sauerstoff verdrängen. CO 2 ist in der Umgebungsluft also bei einem atmosphärischen Druck von ca. 1 bar und 20 C gasförmig. Dabei ist es ungefähr 1,5 mal schwerer als Luft. Bei sehr tiefen Temperaturen liegt CO 2 in festem Zustand vor, dem sogenannten Trockeneis. Bei der Erwärmung von Trockeneis auf die Umgebungstemperatur wird der Aggregatzustand flüssig übersprungen (man spricht von Sublimation) und CO 2 wird direkt gasförmig. Transportiert werden kann es im flüssigen Zustand (Tanker), wobei es gekühlt werden muss, oder im überkritischen Zustand durch Rohrleitungen. Der Kritische Punkt liegt bei 74 bar und 31 C. CO 2 ist immer um uns herum vorhanden. Wir atmen es ein und es ist ein vitaler Bestandteil für das Leben und Wachsen der Pflanzen. CO 2 ist schon seit vielen Jahrzehnten im industriellen Einsatz: in der Lebensmittelherstellung einschließlich Limonaden, in Feuerlöschern, etc. 1.2 Wieviel CO2 kommt in der Atmosphäre vor? In der Atmosphäre ist CO 2 in Spuren vorhanden, die jedoch einen erheblichen Einfluss auf das Klimageschehen haben sollen. Aktuell beträgt der globale Durchschnitt 398 ppm (Februar 2014). Die Definition von ppm ist: das Verhältnis der CO 2 Moleküle in einer Volumeneinheit Luft zu der Anzahl aller Moleküle im selben Volumen außer den Wassermolekülen. 398 ppm entsprechen einem Verhältnis von 0, Die Mehrheit von Klimaexperten ist der Meinung, dass eine Erwärmung der Erdatmosphäre im Schnitt um 2 Celsius gegenüber dem Niveau vor Beginn der Industrialisierung nur vermieden werden kann, wenn die CO 2 Konzentration unter 450 ppm verbleibt. Der Jährliche Anstieg der CO 2 -Konzentration scheint sich zu beschleunigen und liegt bei ca. 2,4 ppm/a Warum ist CCUS nötig? Das 2-Grad-Ziel führt zu der Forderung, weltweit die CO 2 -Emissionen im Energiesektor bis 2050 um 50 % (im Vergleich zu 2009) zu verringern. Auf internationaler Ebene treibt der Energieverbrauch Chinas, Indiens, Brasiliens, Südafrikas und Mexikos die absolute Nachfrage nach fossilen Brennstoffen deutlich in die Höhe. Energieeffizienz und erneuerbare Energieträger sind zwar auf lange Sicht die nachhaltigsten Lösungen für die Versorgungssicherheit und den Klimaschutz, doch nach allgemeiner Auffassung kann das 2-Grad-Ziel nicht ohne die Abscheidung und Speicherung von CO 2 gelingen. 1.4 Was verbirgt sich hinter der CCUS-Technologie? Die sogenannte Carbon Capture Utilization and Storage-Technologie (CO 2 -Abscheidung, Nutzung und Speicherung) kurz CCUS ermöglicht eine CO 2 -arme Verstromung fossiler Energieträger (z.b. Kohle und Gas). Indem das Kohlendioxid, das bei der Verbrennung entsteht, abgetrennt und z.b. unterirdisch gespeichert wird, gelangt nur ein Bruchteil der sonst üblichen 1 Earth System Research Laboratory, Global Monitoring Division, NOAA, April 2014 Copyright Siemens AG, Seite 5 von 25

6 CO 2 -Emissionen in die Atmosphäre. Ziel ist es, den durch CO 2 in der Atmosphäre verursachten Treibhauseffekt (Klimaerwärmung) zu verringern. 1.5 Was versteht man unter der Abscheidung von Kohlendioxid (CO2)? Bei der Abscheidung von CO 2 handelt es sich um einen verfahrenstechnischen Prozess, bei dem gezielt CO 2 aus Industrieabgasen abgetrennt wird. Der wesentliche Anwendungszweck der Abscheidung von CO 2 besteht darin, die bei der Verstromung fossiler Brennstoffe, vor allem Kohle und Erdgas, ausgestoßenen CO 2 -Emissionen zu verringern. CO 2 Abscheidung kann und sollte auch in CO 2 -intensiven Wirtschaftszweigen wie Zementproduktion, Raffinerien, Eisen- und Stahlindustrie, Petrochemie, Erdöl und -gasverarbeitung usw. zur Anwendung gelangen. 1.6 Was passiert mit dem abgeschiedenen CO2? Nach der Abscheidung wird das CO 2 zu einer geeigneten geologischen Formation transportiert, in die es eingelagert/gespeichert wird, um es langfristig aus der Atmosphäre fernzuhalten. Hierzu dienen entweder ausgediente Öl- und Gaslagerstätten oder salzwasserführende, tiefe geologische Sedimentationsschichten. Neben der Speicherung kann das CO 2 aber auch weiter industriell genutzt werden, z.b. in der Lebensmittel-/ Getränkeindustrie und der Öl- und Gasindustrie zur Verbesserung der Ausbeute alternder Öl-/Gasfelder. 1.7 Wie funktioniert das CCUS-Verfahren konkret und aus welchen Schritten setzt sich das CCUS-Verfahren zusammen? Das CCUS-Verfahren besteht aus drei Schritten: der Abtrennung, dem Transport und der Nutzung/Speicherung von CO 2. Für die CO 2 -Abtrennung gibt es derzeit drei unterschiedliche praxisreife Prozesse, die zum Einsatz kommen können: a) Die Abtrennung des CO 2 aus Abgasen, d.h. die Abscheidung nach der Verbrennung (das sog. Post-Combustion Verfahren), b) die Abscheidung aus dem Brenngas (erzeugt mittels Kohlevergasung) vor der Verbrennung (sog. Pre-Combustion ) und c) die Abscheidung mittels Kondensation des Abgases wobei im vorgelagerten Verbrennungsprozess der Brennstoff mit reinem Sauerstoff statt Außenluft betrieben wird (sog. Oxyfuel -Verfahren). Informationen zu Transport, Speicherung und Nutzung finden sich im weiteren Verlauf dieses Dokuments. 1.8 Entweicht mit CCUS gar kein CO2 mehr in die Atmosphäre? Im Vergleich mit der Stromerzeugung in herkömmlichen Kraftwerken werden in Kraftwerken mit CCUS-Technologien nur noch rund Prozent der CO 2 -Mengen in die Atmosphäre abgegeben; 85-90% des CO 2 können mit Hilfe der CO 2 Abscheidung abgetrennt werden. Copyright Siemens AG, Seite 6 von 25

7 1.9 Welches Verfahren verfolgt Siemens im Bereich CCUS? Siemens favorisiert die nachgelagerte CO 2 -Abscheidung ( Post-Combustion Capture )- Technologie. Ein eigenes Verfahren (sog. Siemens PostCap TM ) ist großtechnisch bei Neubau und Nachrüstung von fossil gefeuerten Kraftwerken anwendbar. Copyright Siemens AG, Seite 7 von 25

8 2. CO2 Abscheidung mittels Post-Combustion Technologie 2.1 Wodurch zeichnet sich das Post-Combustion Verfahren im Vergleich zu anderen CCUS Technologien aus? Post-Combustion hat gegenüber dem Pre-Combustion und Oxyfuel Verfahren den Vorteil, dass neben Neubauprojekten auch bereits bestehende Kraftwerke, die über ausreichend Platz verfügen, mit einer CO 2 Abscheidung nachgerüstet werden können. Das Post-Combustion Verfahren kann außerdem sehr flexibel in verschiedensten Größen umgesetzt werden, z.b. wenn nur ein Teil des Abgasstromes behandelt werden soll. 2.2 Wie funktioniert das Post-Combustion Verfahren? Das Post-Combustion Verfahren basiert auf dem Prinzip der Absorption Desorption mittels speziellen chemischen Waschmitteln. Das Kraftwerks-Rauchgas wird in eine Kolonne (den Absorber) geleitet, in die das Waschmittel eingesprüht wird. Das Waschmittel verbindet sich mit dem CO 2 und trennt es so vom restlichen Rauchgas ab. Das von CO 2 gereinigte Rauchgas entweicht über den Austritt am Kopf des Absorbers in die Atmosphäre, wohingegen sich das mit CO 2 beladene Waschmittel am Boden des Absorbers sammelt. Von dort wird es in eine weitere Kolonne (den Desorber) gepumpt. Im Desorber erfolgt die Trennung zwischen Waschmittel und CO 2 (die Regeneration) mit Hilfe von Wärmezufuhr. Das reine CO 2 entweicht am Kopf des Desorbers und wird zur weiteren Nutzung oder Speicherung abtransportiert. Am Boden des Desorbers wird das Waschmittel zurück in den Absorber gepumpt, um dort wieder von neuem CO 2 aus dem Rauchgas zu waschen. Siemens hat auf Basis eines speziellen Waschmittels ein eigenes Post-Combustion Verfahren entwickelt: den Siemens PostCap TM Prozess. 2.3 Bietet Siemens ein eigenes Post-Combustion Verfahren an? Siemens hat auf Basis eines speziellen Waschmittels ein eigenes Post-Combustion Verfahren entwickelt: den Siemens PostCap TM Prozess. Siemens hat diesen Prozess über mehrere Jahre hinweg entwickelt und dessen Funktionalität seit 2009 im Pilotanlagenbetrieb erfolgreich nachgewiesen. In mehreren Studien wurde das Verfahren für Siemenskunden auf großtechnische Anforderungen im Detail weiterentwickelt. Auf Grundlage dieser Ergebnisse bietet Siemens den PostCap TM Prozess für große Demonstrationsprojekte an. Der Liefer- und Leistungsumfang umfasst ein Lizenzpaketes mit folgenden Elementen: das Prozessdesign und Engineering Services, Unterstützung bei der Inbetriebnahme sowie die Lizenz zum Bau und Betrieb der Anlage. Darüber hinaus liefert Siemens eine Schlüsselkomponente der CO 2 Abscheideanlage, den sog. Reclaimer. 2.4 Was sind die Vorteile des Siemens PostCap TM Prozesses? Die besonderen Stärken des Siemens PostCap TM Verfahrens sind: kaum nachweisbare Emission des Lösungsmittels, gute Lösungsmittelstabilität gegenüber Abbaumechanismen insbesondere gegenüber Sauerstoff (und damit einhergehend ein niedriger Lösungsmittelverbrauch), umweltfreundliches und einfach Copyright Siemens AG, Seite 8 von 25

9 handhabbares Lösungsmittel für Kraftwerksbetreiber und dessen Personal. Niedriger Energieverbrauch, hohe Abtrennraten für CO 2 und hohe CO 2 - Reinheit sind mit anderen Anbietern vergleichbar oder besser. 2.5 Wie hoch ist die für den Abscheidungsprozess nötige Energie? Natürlich wird auch Energie verbraucht, wenn das CO 2 aus den Rauchgasen herausgefiltert wird. Der Netto - Effizienzverlust für die CO 2 Abscheidung in einem Kraftwerk beträgt mit dem PostCap TM Prozess derzeit rund 6 Prozent-Punkte ohne Berücksichtigung der CO 2 - Kompression für Transportzwecke. Ziel ist es, diesen Verlust durch Effizienzsteigerung auszugleichen. 2.6 Welche Erfahrungen kann Siemens bzgl. seines PostCap TM Prozesses vorweisen? Siemens vereint das Know-How im Design und Bau von Kraftwerkskomponenten bis hin zu schlüsselfertiger Kraftwerke auf der einen Seite mit dem Wissen der chemischen Verfahrensentwicklung und Prozessauslegung auf der anderen. Mit Hilfe dieser Expertise konnte Siemens das PostCap TM CO 2 Abscheideverfahren entwickeln, das optimal auf den Einsatz im Kraftwerksbereich abgestimmt ist. Darüber hinaus hat es das Potential, auch in anderen industriellen Prozessen eingesetzt zu werden. Siemens hat neben dem Betrieb der Pilotanlage Staudinger (Details siehe unten) bereits mehrere Engineering Studien für Großprojekte durchgeführt. Zuletzt konnte Siemens erfolgreich das Technologie- Qualifizierungsverfahren für das CCUS-Projekt am Standort Mongstad in Norwegen abschließen. Das eineinhalb-jährige Technologie-Qualifizierungsprogramm beinhaltete einen Pilotanlagenbetrieb und ein umfassendes Engineering der großtechnischen CO 2 Abscheideanlage. Weitere FEED (Front End Engineering Design) Studien wurden im Rahmen früherer Projekte durchgeführt, u.a. für eine großtechnische CO 2 -Abscheideanlage an einem Erdgaskraftwerk in Abu Dhabi im Auftrag des Kunden Masdar, mit dem zusätzlich seit 2011 auch eine Entwicklungspartnerschaft besteht. 2.7 Wurden bereits Post-Combustion Anlagen für Kraftwerke im großtechnischen Maßstab gebaut? Weltweit wurde bereits von verschiedenen Anbietern eine kleine Anzahl von Pilotanlagen gebaut, um das Post-Combustion Verfahren zu erproben. Die größten von ihnen liefern ca t/a bis t/a CO 2. Auch Siemens hat in Zusammenarbeit mit E.ON eine Pilotanlage am E.ON Kraftwerk Staudinger errichtet, die seit 2009 in Betrieb ist (Details siehe unten). Im großtechnischen Maßstab ( t/a bis 1 Mio t/a CO 2 ) gibt es derzeit noch keine Anlage in Betrieb. In Kanada befindet sich zurzeit eine Anlage des Versorgers SaskPower in der Fertigstellung (Stand: April 2014). Dort sollen ca. 1 Mio t/a CO 2 für die tertiäre Ölförderung verwendet werden. Es befinden sich außerdem weltweit einige großtechnische Projekte in der Planung, eine Umsetzung hängt allerdings von deren Wirtschaftlichkeit bzw. nötigem finanziellen Unterstützung ab. Copyright Siemens AG, Seite 9 von 25

10 3. Waschmittel für Post-Combustion 2.8 Welche Waschmittel werden bei CCUS verwendet? Im Wesentlichen werden Ammoniak, Amine und Aminosäuresalze für CCUS verwendet, da sie als basische Waschmittel saure Gas wie z.b. CO 2 selektiv binden und bei Anhebung der Temperatur wieder abgeben können. Durch diese selektive Bindung kann man aus einem Gasgemisch, wie z.b. Rauchgas, CO 2 nach der Verbrennung abtrennen. Der restliche Gasstrom verbindet sich nicht mit der Waschflüssigkeit und verlässt den Absorber als CO 2 - gereinigtes Rauchgas, das hauptsächlich aus dem nicht abgetrennten CO 2 (10% - 15%), dem molekularen Stickstoff und Sauerstoff besteht. Dies sind auch die Hauptbestandteile der Umgebungsluft. Die Bindung des CO 2 an die Waschflüssigkeit nennt man hierbei chemische Absorption; das Wiederherauslösen des CO 2 aus der Flüssigkeit zur Gewinnung eines reinen CO 2 -Stroms heißt Desorption und erfolgt mittels thermischer Energie (Wärme). Spurenelemente der Abgase, wie SO X und NO X sowie Teile des Sauerstoffs haben die Tendenz, sich ebenfalls mit dem Waschmittel zu verbinden bzw. es chemisch zu verändern. Hier liegen einige der Unterschiede und Herausforderungen der verschiedenen Waschmittel. 2.9 Was sind Amine? Amine sind Derivate des Ammoniaks. Alle Amine reagieren in wässriger Lösung basisch und können über ihr freies Elektronenpaar saure Gase, wie z.b. CO 2, binden. Amine kommen unter anderem in Düngemitteln, Kosmetika und Waschmitteln vor Was genau sind Aminosäuren? Aminosäuren gehören zur Gruppe der Amine organische Abkömmlinge des Ammoniaks (NH 3 ). Aminosäuren sind wesentliche Bausteine von Eiweißen (Proteine) und daher die Grundbausteine des Lebens. Für den menschlichen Organismus wertvolles Eiweiß ist zum Beispiel im Fleisch enthalten. Aminosäuren gibt es in großer Anzahl. Beispielsweise ist Taurin eine Aminosäure, die aufgrund ihrer anregenden Wirkung in Energy Drinks (Red Bull) genutzt wird. Andere Aminosäuren werden zur Aufwertung von Nahrungs- und Futtermitteln eingesetzt. In der Medizin dienen Aminosäuren auch zur Herstellung von Nährlösungen (Infusionen). Aminosäuren werden heute in großem Maßstab industriell produziert. 3.1 Welches Waschmittel kommt beim Siemens PostCap TM Prozess zum Einsatz? Wodurch zeichnet es sich aus? Es wird ein chemisches Waschmittel verwendet, weil dieses sich durch eine hohe Selektivität und Absorptionskapazität auszeichnen. Es handelt sich hierbei um das Salz einer Aminosäure (Aminosäuresalz) in wässriger Lösung, eine Aminosäuresalzlösung. Wie alle Salze hat es einen sehr niedrigen Dampfdruck, d. h. im PostCap TM Prozess wird praktisch kein Waschmittel in die Umgebung bzw. in die Atmosphäre emittiert. Das ist ein entscheidender Unterschied zu den Aminen. Weiterhin hat es eine hohe Selektivität, d.h. es entsteht besonders reines CO 2. Es zersetzt sich bei der Regeneration nur in geringsten Mengen. Durch gute Absorptionseigenschaft ergibt sich ein hoher Stoffumsatz, d. h. vergleichsweise geringer Copyright Siemens AG, Seite 10 von 25

11 Verbrauch mit betriebswirtschaftlichen Vorteilen. Aminosäuresalze sind außerdem biologisch abbaubar. 3.2 Ist das von Siemens eingesetzte Aminosäuresalz schädlich? Das Waschmittel ist biologisch abbaubar, das heißt im Boden wird das Waschmittel durch Bakterien abgebaut. Da es nicht verdampft, besteht weder eine Brand-, Explosions- oder Inhalationsgefahr. Bei oraler Aufnahme ist das zur CO 2 -Wäsche verwendete Aminosäuresalz noch ungefährlicher als das in Lebensmitteln verwendete Kochsalz (NaCl). Die Waschmittelflüssigkeit reagiert wie eine Lauge, das heißt alkalisch (ph-wert > 7). Damit wirkt die Waschmittelflüssigkeit wie andere Reinigungsmittel auch hautreizend. Aus Sicht des Arbeitsschutzes erfordert der Umgang mit diesen Stoffen entsprechende Arbeitsschutzausrüstung wie z.b. eine Schutzbrille. 3.3 Welche Vorteile hat der neue Prozess gegenüber der klassischen MEA- Wäsche? Niedrigerer Energiebedarf für die Regeneration, höhere Lösemittelstabilität und optimale Integrierbarkeit ins Kraftwerk. 3.4 Wie werden potentielle Waschmittelemissionen konkret vermieden? Wichtig ist, dass möglichst wenig von dem Waschmittel mit dem gereinigten Abgas an die Umgebung abgegeben wird. Das ist eine besondere Design-Eigenschaft des von Siemens eingesetzten Waschmittels. Das vereinfacht den Komponentenaufwand. Konkret ist für den PostCap TM Prozess ein passender Tropfenabscheider ausreichend, um Waschmittelmitriss im Rauchgas zu vermeiden. Ein zusätzlicher Wäscher am Kopf des Absorbers ist für den Siemens Prozess nicht erforderlich. Zudem ist eine gute Umweltverträglichkeit des Waschmittels gegeben. 3.5 Wie hoch ist der spezifische Wärmebedarf? Der spezifische Wärmebedarf zum Desorbieren des CO 2 ist sowohl abhängig von den Eigenschaften des Waschmittels als auch von der Prozessführung und unterliegt daher komplexen Zusammenhängen. Der spezifische Wärmebedarf des PostCap TM Prozesses liegt derzeit bei 2,7 GJ pro Tonne abgeschiedenen CO 2. Die Reduzierung des Wärmebedarfs ist Ziel der weiteren Entwicklungsarbeiten bei Siemens. 3.6 Welche Schadstoffe wie z.b. SOx-Konzentration im Rauchgas verträgt das Waschmittel? Im Rauchgas enthaltene Nebenkomponenten wie z.b. SO x, NO x oder auch Sauerstoff führen zu Waschmittelverunreinigung, da das Waschmittel mit diesen Komponenten chemisch verbindet. Im Fall von Sauerstoff lässt sich jedoch festzuhalten, dass das Aminosäuresalz viel resistenter als herkömmliche Amine ist. Bzgl. der Verunreinigung des Waschmittels mit SO x hat Siemens ein spezielles Verfahren zur Reinigung/ Wiederaufbereitung des Waschmittels entwickelt (sog. Reclaimer). Hierbei wird das mit Schwefel kontaminierte Waschmittel recycled und ein Schwefelprodukt erzeugt, dass als Düngemittel verkauf werden kann. Aus diesem Grund sind höhere SO x -Konzentrationen im Rauchgas im PostCap TM Prozess prinzipiell möglich. Eine Copyright Siemens AG, Seite 11 von 25

12 Vorabscheidung sollte jedoch vorgesehen werden. NO 2 führt zu einer nicht-reversiblen Degradation des Waschmittels. Die Produkte der NO 2 -Degradation werden durch die zweite Stufe des Reclaimers ausgeschleust. Copyright Siemens AG, Seite 12 von 25

13 4. Siemens PostCap TM Pilotanlage Staudinger 4.1 Was genau ist die Pilotanlage Staudinger? Was bezweckt sie? Die Pilotanlage Staudinger ist eine CO 2 Abscheideanlage im Kleinformat auf Basis des Siemens PostCap TM Prozesses und dient dem Zweck, den PostCap TM Prozess umfassend zu validieren, verfahrenstechnisch zu optimieren und den Energiebedarf zu minimieren. Die Pilotanlage ist am E.ON Kohlekraftwerk Staudinger installiert, daher der Name Staudinger. Sie wurde so ausgelegt, dass die Ergebnisse des Pilotbetriebs auf großtechnische Anlagen übertragen werden können. Somit ist Siemens in der Lage, großtechnische Anlagen zu entwerfen. 4.2 Wie funktioniert die Anlage? Die Pilotanlage funktioniert analog dem großtechnischen CO 2 Abscheideverfahren, d.h. es handelt sich um einen Waschprozess, bei dem die Waschlösung zunächst CO 2 aus dem Rauchgas aufnimmt, im Desorber dann wieder abgibt. Die Waschlösung wird kontinuierlich im Kreis geführt. Die Anlage ist vollständig automatisiert und kann ferngesteuert werden. 4.3 Wie stellt man die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf die Großanlage sicher? Für das Up-scaling von Absorptionsprozessen liegen bei Siemens langjährige Erfahrungen aus der chemischen Industrie vor. Die Pilotanlage weist die analoge wirksame Trennhöhe einer Großanlage auf. Der Durchmesser ist so weit es geht reduziert, aber groß genug, um Einflüsse auf das Scale-up durch Randeffekte zu vermeiden. 4.4 Kann Waschmittel aus der Pilotanlage in die Umgebung gelangen? Der Austrag von Waschmittel mit dem Rauchgas in die Atmosphäre wird durch hocheffiziente Tropfenabscheider wirksam verhindert. Sollte beim Betrieb der Pilotanlage eine Leckage auftreten, so wird durch eine Auffangwanne ähnlich wie bei im Hauskeller gelagertem Heizöl sicher verhindert, dass Waschmittel in den Boden oder das Grundwasser gelangt. Da das Waschmittel nicht verdampfen kann, besteht kein Risiko, dass es in die Umgebung gelangen kann. 4.5 Wie rein ist das Waschmittel in der Pilotanlage? Das in der Pilotanlage verwendete Waschmittel ist ein feinchemisches Produkt mit einem Reinheitsgrad von fast 100 Prozent. Weniger als 5 Promille sind gewöhnlich Inhaltsstoffe, die aus dem zur Produktion verwendeten Wasser stammen. Diese Inhaltsstoffe können Farbe und Geruch, aber nicht die biologischen und chemischen Eigenschaften des Waschmittels wesentlich beeinflussen. 4.6 Welche Erfahrungen wurden mit dem Waschmittel schon gesammelt bevor es in Staudinger zum Einsatz kam? Siemens betreibt im Industriepark Hoechst eine Laborpilotanlage, in der Waschmitteleigenschaften bei der CO 2 -Absorption untersucht werden können. Kennzeichnend Copyright Siemens AG, Seite 13 von 25

14 für diese Laboranlage ist ein kontinuierlicher Betrieb, und die Möglichkeit, den vollständigen Absorptions- und Desorptionsprozesses bei einer großen Bandbreite an Betriebszuständen nachzufahren. Bevor Siemens sich für das Aminosäuresalz als Waschmittel entschieden hat, wurden in der automatisierten Laborpilotanlage viele verschiedene Waschmittel getestet. Anschließend wurden in dieser Laboranlage mehrere tausend Stunden Testbetrieb gefahren. 4.7 Wohin gelangt das CO2 aus der Staudinger-Pilotanlage? Das aus dem Rauchgas abgetrennte CO 2 wird nach der Pilotanlage dem Abgasstrom des Kohlekraftwerksblocks wieder zugeführt. Ziel der Pilotversuche war die Überprüfung der Eignung des Waschmittels sowie der Test des Waschprozesses unter realen Rauchgas- und Betriebsbedingungen. Die geologische Speicherung wird im Rahmen dieses Vorhabens nicht untersucht. Somit wird abgeschiedenes CO 2 wieder in Atmosphäre abgegeben. 4.8 Wie wird der Betrieb finanziert? Finanzgeber sind Bundeswirtschaftsministerium, Siemens und E.ON. 4.9 Wie lange ist die Pilotanlage bereits in Betrieb? Die Pilotanlage ist seit September 2009 in Betrieb und wurde seitdem mehr als 9000h betrieben. In 2012 wurde die Pilotanlage im Rahmen des CCUS Projektes Mongstad (Norwegen) mit einem Gaskessel ausgestattet, sodass auch das Verhalten mit Rauchgas aus Gaskraftwerken untersucht werden konnte Welche Leistung hat die Anlage? Wieviel CO2 wird abgeschieden? Die Leistung der Anlage ist < 1 MW. Es werden täglich etwa Kilogramm CO 2 abgeschieden. Copyright Siemens AG, Seite 14 von 25

15 5. Klimapolitik, Emissionshandel und NER Wird CCUS verbindlich vorgeschrieben? Dies ist vorerst nicht zu erwarten. Indirekte Maßnahmen, die die Emittenten zu Minderungsstrategien bewegen sollen werden bevorzugt. Dies sind u.a. Emissionsstandards und Emissionszertifikat-Handelssysteme. Europa hat sich zu einem Cap and Trade -System entschlossen, bei dem von den Emittenten (zur Zeit nur größere Kraftwerke) für jede Tonne CO 2, die emittiert wird, entsprechende Zertifikate gekauft werden müssen. Die Gesamtzahl der Zertifikate wird jedes Jahr reduziert, und die Zertifikate selbst können gehandelt werden. 5.2 Wie funktioniert Emissionshandel? 2 Das Emissionshandelssystem ist ein marktbasiertes Instrument, um den Ausstoß klimaschädlicher Gase, z. B. Kohlendioxid (CO 2 ), zu reduzieren. Es funktioniert nach dem Prinzip "Cap and Trade": Eine Mengenbegrenzung (Cap) sorgt dafür, dass CO 2 ein knappes Gut wird und sich durch den Handel (Trade) am Markt über Angebot und Nachfrage ein Preis für CO 2 bildet. Zunächst wird eine Obergrenze festgelegt, wie viel CO 2 höchstens emittiert werden darf. Diese möglichst knapp bemessene Obergrenze nennt man Cap. Den Unternehmen, die aufgrund der gesetzlichen Bestimmungen am Emissionshandel teilnehmen, wird dann aus dem Cap eine bestimmte Anzahl Emissionsberechtigungen zugeteilt entsprechend europaweit festgelegter Zuteilungsregeln. Eine Emissionsberechtigung entspricht einer Tonne CO 2. Durch die Begrenzung der verfügbaren Emissionsberechtigungen werden den Unternehmen konkrete Minderungsziele vorgegeben. Die Berechtigungen sind handelbar (Trade) und dienen somit als eine Art Gutschrift. Durch die Umrechnung von CO 2 in handelbare Gutschriften erhält die Tonne CO 2 einen konkreten Wert. Die Höhe des Wertes wird durch den (Handels-)Markt bestimmt. Die Unternehmen müssen jährlich für ihre tatsächlichen Emissionen eine entsprechende Anzahl an Emissionsberechtigungen abgeben. Senkt ein Unternehmen seinen Ausstoß soweit, dass die Menge an Emissionen die Menge an zur Verfügung stehenden Emissionsberechtigungen unterschreitet, so kann es die restlichen (somit nicht mehr benötigten) Berechtigungen am Markt verkaufen. Im umgekehrten Fall muss es Berechtigungen dazu kaufen, um seine Abgabeverpflichtung zu erfüllen. Erfüllt das Unternehmen diese nicht, werden Sanktionen fällig, die in der zweiten Handelsperiode 100 Euro pro Tonne Kohlendioxid betrug. In der dritten Handelsperiode wird diese Summe an den Anstieg der Verbraucherpreise angepasst. Die nicht erreichte Abgabe- oder auch Minderungsverpflichtung muss im Folgejahr zusätzlich erbracht werden. Ein Unternehmen kann aber auch Berechtigungen am Markt zukaufen, wenn z.b. eigene Minderungsmaßnahmen teurer ausfallen würden. Dies bedeutet auch, dass Reduktionsmaßnahmen dort durchgeführt werden, wo sie am wirtschaftlichsten sind. 2 Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt, April 2014 Copyright Siemens AG, Seite 15 von 25

16 Durch den Emissionshandel und das sogenannte "Cap and Trade"-Prinzip wird gleichermaßen ökologisch wirksamer und ökonomisch effizienter Klimaschutz umgesetzt. 5.3 Wieviel Zertifikate werden in Deutschland gehandelt? Die durch Deutschland zu versteigernde Menge an Emissionsberechtigungen der dritten Handelsperiode im Jahr 2013 beläuft sich auf Stück. 5.4 Was ist unter Backloading zu verstehen? Backloading bedeutet die zeitliche Verschiebung von Auktionsmengen der Emissionsberechtigungen (EUA). Am 27. Februar 2014 ist die geänderte EU- Auktionsverordnung (AuktVO) in Kraft getreten. Europaweit sollen demnach im Zeitraum 2014 bis 2016 insgesamt 900 Millionen Emissionsberechtigungen (EUA) weniger versteigert werden als bislang vorgesehen war werden die Auktionsmengen zunächst um 400 Millionen EUA reduziert beläuft sich die Kürzung dann auf 300 Millionen und 2016 auf 200 Millionen EUA. Von den gekürzten Auktionsmengen werden 300 Millionen EUA 2019 und 600 Millionen EUA 2020 zurückgeführt. Von der Gesamtkürzungsmenge trägt Deutschland einen Anteil von rund 19,35 Prozent. Die deutsche Auktionsmenge im laufenden Jahr 2014 reduziert sich entsprechend von bislang auf EUA. 5.5 Was ist das NER300 Programm? Am 3. November 2010 hat die EU-Kommission den Beschluss zur Versteigerung von 300 Mio. CO 2 -Emissionszertifikaten aus der New Entrants Reserve des European Emissions Trading Scheme zum Zwecke der Förderung von CCUS-und Erneuerbaren- Energien- Demonstrationsprojekten in ihren EU Mitgliedstaaten gefasst. Aus den Versteigerungserlösen werden Vorhaben gefördert, die entweder auf eine umweltverträgliche Abscheidung und geologische Speicherung von CO 2 ( CCUS-Demonstrationsprojekte ) oder auf innovative Technologien für erneuerbare Energien ( RES-Demonstrationsprojekte ) abzielen. 5.6 Wie viele Zertifikate wurden verkauft, wie viel Euro wurde mit den verkauften Zertifikaten verdient? 3 Die Europäische Kommission (EC) beauftragte die Europäische Investitionsbank (EIB) zur Umsetzung des NER300 Programms mit dem Ziel, die Finanzierbarkeit von CCUS Projekten und innovativer Projekte für erneuerbare Energie durch den Verkauf von EUAs zu erhöhen. Als Teil dieser Initiative verkaufte die EIB 300 Millionen EUAs, aufgeteilt in zwei Phasen, Phase 1 umfasste 200 Millionen und Phase 2 weitere 100 Millionen EUAs. In der ersten Phase zwischen dem 05. Dezember 2011 und 18. September 2012 verkaufte die EIB insgesamt 200 Millionen EUAs für insgesamt Euro (vor Abzug von Kosten und Gebühren), was durchschnittlich 8,05 Euro pro EUA sind. Die Verkäufe wurden gleichmäßig über 10 Monate verteilt, um die Marktliquidität zu maximieren und negative Marktauswirkungen zu minimieren. 3 European Investment Bank, April 2014 Copyright Siemens AG, Seite 16 von 25

17 In der zweiten Phase des NER300 wurden zwischen dem und 11. April 2014 die restlichen 100 Millionen EUAs verkauft, d.h. durchschnittlich 20 Millionen verkaufte EUAs pro Monat über beiden Phasen. Hierbei wurden insgesamt EUR erlöst. 5.7 Wie viele Projekte werden im Rahmen von NER300 gefördert? Im Rahmen der ersten Runde der NER-300-Initiative hat die EIB in neun Monaten 79 Projekte mit banküblicher Sorgfalt erfolgreich geprüft und die Europäische Kommission bei ihren Finanzhilfebeschlüssen für NER-300-Projekte kontinuierlich unterstützt und beraten. 23 Projekte erhielten eine Förderzusage, jedoch kein CCUS-Projekt war unter den geförderten Vorhaben. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Projektträger bzw. die Mitgliedstaaten ihre Unterstützung der eingereichten CCUS-Projektvorschläge im Laufe des Vergabeverfahrens zurückzogen. Die Europäische Kommission veröffentlichte im April 2013 die zweite Aufforderung zur Einreichung von Projektvorschlägen. Im Juli 2013 gingen bei der EIB 33 Projektanträge ein, die sie sorgfältig prüft bzw. geprüft hat. Die Europäische Kommission wird ihre Finanzhilfebeschlüsse im zweiten Halbjahr 2014 bekanntgeben. Ein CCUS-Projekt befindet sich unter den Vorschlägen. 5.8 Wie viele Kraftwerke sollen weltweit mit CCUS ausgestattet werden? Um das 2-Grad-Ziel zu erreichen müssen nach Angabe der Internationale Energie Agentur (IEA) bis zum Jahr 2050 weltweit in Summe 120 Gt CO 2 abgeschieden und gespeichert werden. In 2050 müssten über 950 GW der Kraftwerkskapazität mit CO2 Abscheidung ausgerüstet sein (IEA) 4. Zum Vergleich: Ein Kohlekraftwerk auf heutigem Stand der Technik hat üblicherweise eine Leistung von ca MW (0,5-1 GW). 4 IEA Technology Roadmap CCS 2013 Copyright Siemens AG, Seite 17 von 25

18 6. Wirtschaftlichkeit 6.1 Welche Vorteile hat der neue Prozess gegenüber der klassischen MEA- Wäsche? Niedrigerer Energiebedarf für die Regeneration, höhere Lösemittelstabilität und optimale Integrierbarkeit ins Kraftwerk. 6.2 Wie viel kostet die Abscheidung und Speicherung von CO2? Die Kosten von CCUS setzen sich zum einen aus den Investitionen in die Anlagen zur Abscheidung, zum Transport und zur Speicherung von CO 2 und zum anderen aus den Kosten für den praktischen Betrieb der CO 2 -Speicheranlagen zusammen (u. a. die für die Abscheidung, den Transport und die Injektion von CO 2 erforderliche Energie). Bei den derzeitigen Technologiekosten liegen die Investitionskosten im Vorfeld um etwa 30 bis 70 % über den Kosten für herkömmliche Anlagen, das sind mehrere 100 Millionen Euro je Anlage. Die Betriebskosten liegen derzeit um 25 bis 75 % über den Kosten von Kohlekraftwerken ohne CCUS. Diese Kosten werden voraussichtlich deutlich zurückgehen, wenn sich die Technologie großtechnisch bewährt. 6.3 Wer übernimmt die Kosten? Es ist Sache der einzelnen Betreiber bzw. Emittenten, zu entscheiden, ob sie Treibhausgase freisetzen und im Rahmen des Emissionshandelssystems für die entsprechenden Zertifikate zahlen oder ob sie CCUS einsetzen wollen, um ihre Emissionen und ihre Verbindlichkeiten im Rahmen des Emissionshandelssystems zu verringern. Die Kosten, die auf einen Betreiber zukommen, hängen im Wesentlichen vom CO 2 -Preis ab: CCUS kommt nur zum Einsatz, wenn es weniger kostet, eine Tonne CO 2 zu vermeiden, als den entsprechenden CO 2 -Preis zu entrichten. Der CO 2 -Preis internalisiert somit die Klimakosten der CO 2 -Emissionen. Je nach den Bedingungen auf dem CO 2 -Markt können die Betreiber einen Teil der CO 2 -Kosten auf die Verbraucher abwälzen. Zu Beginn muss mehr in die CCUS-Demonstrationsprojekte investiert werden, als den Anreizen auf dem CO 2 -Markt entspricht, weil derzeit die Technologiekosten deutlich über dem CO 2 -Preis liegen. Wesentlich für diese zusätzlichen Finanzmittel ist das finanzielle Engagement der Industrie, entscheidend sind aber Fördermaßnahmen der EU und der Mitgliedstaaten. Derzeit werden erste Ansätze zur Reformierung des EU-Handelssystems für Emissionsrechte realisiert ( backloading ), um den kürzlich eingebrochenen CO 2 -Preis wieder auf relevante Höhen zu bringen. Copyright Siemens AG, Seite 18 von 25

19 7. Transport Wie wird CO2 transportiert? CO 2 wird überwiegend in Rohrleitungen in flüssiger Form transportiert. Dies macht den Transport effizienter und es können kleinere Rohrdurchmesser gegenüber dem gasförmigen Transport verwendet werden. Im Großbritannien wird CO 2 in speziellen Rohrleitungen (on- und offshore) oder in ehemaligen Erdgas- Pipelines transportiert, um es dann tief unterhalb des Meeresbodens zu speichern. In Übereinstimmung mit den örtlichen Vorschriften (Teil II der Pipieline Safety Regulations 1996) werden strikte Sicherheitsstandards für Design, Instandhaltung und Betrieb vorgegeben. Die Mehrheit der Pipelines werden offshore (d.h. auf offener See) verlegt, da Großbritannien hier ein hohes Level an Expertise besitzt. Auch wenn der CO 2 Transport via Rohrleitung die bevorzugte Variante ist, besteht auch die Möglichkeit CO 2 per Schiff zu transportieren oder als Straßentransport per LKW. 7.2 Ist der Transport von CO2 sicher? Wenn die technischen Engineering Standards eingehalten werden, ja. CO 2 wird seit vielen Jahren weltweit für die verschiedensten Anwendungen per Pipeline, Lastwagen und Schiff transportiert. Beispielsweise hat die USA ein 6000 km langes Pipelinenetzwerk, welches seit den frühen 1970er Jahren sicher betrieben wird. 7.3 Welche Gesundheits- und Sicherheitsrichtlinien existieren für den Transport von CO2? Es existiert bereits eine Reihe von Gesetzen und Leitfäden für den sicheren Transport von CO 2. Seit vielen Jahren werden in Großbritannien hunderttausende Tonnen an CO2 pro Jahr sicher transportiert. Die geltenden lokalen und Europäischen Richtlinien sorgen für den rechtlichen Rahmen. Obwohl CO 2 bis jetzt in der Pipeline Safety Regulation (PSR) nicht als gefährliches Medium eingestuft ist, hat die Gesundheits- und Sicherheitsbehörde Großbritanniens (HSE) die Entwicklung von CCUS streng überwacht. Als Teil des bisherigen Angebotsprozess von CCUS Demonstrationsprojekten, forderte die Energie- und Klimawandelbehörde Großbritanniens (DECC), von den betroffenen Firmen einen Nachweis zur Einhaltung der Gesundheits- und Sicherheitsanforderungen. Hierbei gibt die DECC vor, dass CO 2 als gefährliches Medium einzustufen ist. Dies hat zur Folge, dass Anbieter für Demonstrationsprojekte entsprechende (Sicherheits-)Maßnahmen einplanen müssen, um die PSR zu erfüllen. Derzeit gilt die PSR für das Design und den Betrieb Hochdruck-Erdgas- und anderen Pipelines, die in Großbritannien betrieben werden. Momentan ist CO 2 im PSR nicht als gefährliches Medium eingestuft. Dennoch existieren andere Richtlinien, die den sicheren Transport von CO 2 überwachen. Um mögliche Risiken von CCUS- Projekten zuverlässig kontrollieren zu können, überwacht die HSE weiterhin die existierenden 5 CCSA Carbon Capture & Storage Association, April 2014 Copyright Siemens AG, Seite 19 von 25

20 Industriestandards. Unter Berücksichtigung von zukünftigen Erkenntnissen im Bereich CCUS (Forschung und Entwicklung, Demonstrationsprojekte) prüft HSE kontinuierlich die Notwendigkeit der Anpassung der existierenden Gesetzgebungen im Bereich Gesundheit und Sicherheit. Großbritanniens Standards für das Design von CO 2 -Pipelines sind mit den internationalen Richtlinien und EU Standards vergleichbar (inkl. Kanada und USA). Darüber hinaus erweitert Großbritanniens Öl & Gas Pipeline Standards Komitee diese Standards um das Thema CO 2. Die Industrie kann viele Jahre an Erfahrung beim Transport von CO 2 in Pipelines vorweisen; die erste CO 2 -Pipeline wurde 1972 in den USA installiert. 7.4 Welche Länge haben solche Pipelines? Die Länge der CO 2 -Pipelines richtet sich nach der Entfernung zwischen der CO 2 Quelle (z.b. einem Kraftwerk mit CO 2 Abscheidung) und dem Speicherort an dem das CO 2 eingelagert wird. Die Route wird möglichst so ausgewählt, dass Gebiete mit hoher Bevölkerungsdichte und Gebiete die Risiken durch Zerstörung bergen, umgangen werden. 7.5 Wie sieht eine Pipeline aus? Eine CO 2 -Pipeline ähnelt einer Erdgas- oder Wasserpipeline und wird üblicherweise unterirdisch verlegt. Copyright Siemens AG, Seite 20 von 25

21 8. Speicherung Wo gibt es Speicherkapazitäten? Die Speicherung von CO 2 lässt sich am effektivsten im Porenraum von Gesteinen in mindestens 800 m Tiefe realisieren. Unter den in diesen Tiefen herrschenden Druck- und Temperaturbedingungen hat das CO 2 im Vergleich zu atmosphärischen Bedingungen ein stark verringertes Volumen. Mit der Tiefe nehmen Druck und Temperatur in der Erde weiter zu. Hierdurch ändert sich die hohe Dichte des komprimierten CO 2 nur noch wenig. Erschöpfte Erdgaslagerstätten werden als sehr günstige Speichermöglichkeit für CO 2 angesehen, da die Deckschichten erwiesenermaßen über Jahrmillionen Gase zurückhalten konnten, der Untergrund bereits gut bekannt ist und zum Teil auch vorhandene Infrastruktur genutzt werden kann. Ein weiterer Vorteil ist, dass die Injektion von CO 2 in nahezu erschöpfte Erdgasfelder die Produktion von sonst nicht förderbaren Reserven stimulieren und somit auch einen wirtschaftlichen Anreiz bieten kann. Die Speicherkapazität erschöpfter Erdgasfelder wird in Deutschland mit etwa 2,75 Milliarden Tonnen beziffert. Erschöpfte Erdöllagerstätten sind aus ähnlichen Gründen ebenfalls gut geeignet, in Deutschland aber zu klein, um einen nennenswerten Beitrag zur CO 2 -Speicherung leisten zu können. Ihr CO 2 -Speicherpotenzial beläuft sich auf nur etwa 130 Millionen Tonnen. Aufgrund ihrer weiten Verbreitung haben in Deutschland tiefe salinare Aquifere das größte CO 2 - Speicherpotenzial. Wegen ihrer tiefen Lage und des hohen Salzgehaltes sind diese Aquifere nicht für die Trinkwassergewinnung geeignet. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) hat in den letzten Jahren anhand von Regionalstudien die Speicherkapazität der salinaren Aquifere Deutschlands fortlaufend konkretisiert. Die bereits vorher untersuchten Regionen Norddeutsches Becken (inklusive des deutschen Nordseesektors), Oberrheingraben und Alpenvorland-Becken wurden einer einheitlichen Neuberechnung unterzogen. Dabei wurden etwa 75 % der Fläche dieser drei Regionen erfasst und Fallenstrukturen in die Berechnung mit einbezogen. Aus diesem Ansatz resultiert je nach simulierter Wahrscheinlichkeit (10, 50 oder 90%) eine Speicherkapazität von 6,3 bis 12,8 im Mittel 9,3 Milliarden Tonnen CO 2. Zum Vergleich: Die CO 2 -Emissionen in Deutschland beliefen sich im Jahr 2008 auf 833 Millionen Tonnen pro Jahr (Quelle: Umweltbundesamt). Davon sind rund ein Drittel durch Verkehr und Kleinverbraucher verursacht und kommen damit für CCUS derzeit nicht in Frage. 8.2 Wie sicher ist die CO2-Speicherung im geologischen Untergrund? Für sorgfältig erkundete und für geeignet befundene Standorte kann bei ordnungsgemäßem, dem Stand von Wissenschaft und Technik entsprechendem Betrieb davon ausgegangen werden, dass die Speicherung von CO 2 im geologischen Untergrund mit nur geringfügigen Risiken behaftet ist. 6 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, 2014 Copyright Siemens AG, Seite 21 von 25

22 Während der Einspeicherung des CO 2 in den Untergrund (Betriebsphase) ist vor allem die gute technische Handhabung der einzelnen Betriebsvorgänge für die Sicherheit relevant. Hier kann auf jahrzehntelange Erfahrungen und best practice aus der Erdöl- und Erdgasproduktion, dem Betrieb von Erdgasspeichern (DIN 1918) und der Förderung von CO 2 aus natürlichen Lagerstätten zurückgegriffen werden. Im Gegensatz zu Erdgas ist CO 2 weder brennbar noch explosiv. Für die Langzeitsicherheit haben die geologischen Bedingungen des Untergrundes die größte Bedeutung. Durch das Vorkommen natürlicher Erdgas- und CO 2 -Lagerstätten wissen wir, dass geologische Schichten in der Lage sind, Gase über mehrere Millionen von Jahren zurückzuhalten. Beantragte Speicherprojekte dürfen nur genehmigt werden, wenn die Speicherhorizonte nachweislich von undurchlässigen Gesteinsschichten sicher abgedeckt und eventuell vorhandene geologische Störungen dicht sind. Darüber hinaus müssen die Bohrlochmaterialien langfristig korrosionssicher gegenüber CO 2 -haltigen Lösungen sein. Jeder Speicherstandort muss während und nach der Betriebsphase durch oberflächennahe Untersuchungen, Grundwasserbeobachtungen und geophysikalische Messungen des unterirdischen Speicherkörpers sorgfältig überwacht werden. 8.3 Welche geologischen Kriterien muss ein Speicher erfüllen? Die geologischen Anforderungen an unterirdische CO 2 -Speicher entsprechen weitgehend den Anforderungen an natürliche Erdöl- und Erdgaslagerstätten. Für den Speicherhorizont braucht man ein poröses Gestein, dessen Porenraum genügend Fluid aufnehmen kann, und darüber mindestens eine dichte, abdeckende Gesteinsschicht, die undurchlässig für Gase und Flüssigkeiten ist. Eine geschlossene Aufwölbungsstruktur ist für die sichere Berechnung von Speicherkapazitäten sowie der Vorhersage der Ausbreitung des CO 2 von Vorteil. Das Deckgebirge sollte möglichst nicht von Störungen durchzogen sein, und falls doch Störungen vorhanden sind, sollten diese nachweislich dicht sein (z. B. durch Tonsteinbeläge). 8.4 Welche Mechanismen halten das CO2 in der Tiefe fest? In freier Form ist CO 2 leichter als Wasser (bzw. Sole) und bewegt sich durch den Auftrieb in Richtung Erdoberfläche. Deswegen ist eine genügend mächtige Gesteinsbarriere aus undurchlässigem Gestein (insbesondere Tongesteine oder Steinsalz) über dem Speicher so wichtig. Neben diesem sogenannten strukturellen Rückhalt sorgen insbesondere die Kapillarkräfte in den Gesteinsporen dafür, dass das CO 2 nicht einfach so wieder an die Erdoberfläche zurückströmen kann (kapillarer Rückhalt). Im Laufe der Zeit löst sich das CO 2 zunehmend in der Sole. Diese CO 2 -reiche Lösung ist schwerer als das Umgebungswasser und sinkt deshalb nach unten (Lösungs-Rückhalt). Über längere Zeiträume kann das CO 2 mit Calcium-Ionen reagieren und als Calciumcarbonat, kurz Calcit, kristallisieren (mineralischer Rückhalt). Durch die beschriebenen Rückhalte-Mechanismen wird das CO 2 im Laufe der Zeit immer sicherer in der Tiefe festgehalten. 8.5 Welchen Einfluss hat CO2 auf Grundwasser und Nebengestein? Das oberflächennahe Grundwasser, aus dem Trinkwasser gewonnen wird, ist von der CO 2 - Speicherung nicht betroffen, da das abgeschiedene CO 2 in viel tiefer liegenden Copyright Siemens AG, Seite 22 von 25

23 Gesteinshorizonten in über 800 m Tiefe gespeichert werden muss. Deren Porenraum ist mit stark salzigen Formationswässern (Solen) gefüllt und kann in erschöpften Lagerstätten noch Reste von Erdöl oder Erdgas enthalten. Diese Flüssigkeiten sind von den höheren Grundwasserleitern durch mächtige, undurchlässige Gesteinspakete getrennt, die auch das CO 2 zurückhalten können. Geologische Störungen und Bohrungen stellen mögliche Verbindungswege zwischen diesen tiefliegenden Speichern und den oberflächennahen Grundwasservorkommen dar. Voraussetzung für die Genehmigung von Speichern ist daher der Nachweis der Dichtigkeit eventuell vorhandener Störungen. Injektions- und Erkundungsbohrungen müssen mit langfristig korrosionsresistenten Materialien verfüllt werden. Alte, bereits verfüllte Bohrungen im Umfeld von Speichern müssen eventuell aufgebohrt und neu verfüllt werden. Die im Porenraum vorhandene Sole ist nur gering kompressibel und muss durch das eingepresste CO 2 verdrängt werden. Bei der Standorterkundung ist daher darauf zu achten, dass ein ausreichend großer Aquifer zur Aufnahme der verdrängten Sole zur Verfügung steht und dass im Umfeld des Speichers keine Wegsamkeiten für einen Aufstieg des Salzwassers in Süßwasservorkommen vorhanden sind. Im Laufe der Zeit löst sich das CO 2 in der Sole und bildet dabei Kohlensäure. Die Kohlensäure kann mit dem Nebengestein reagieren. Minerale können aufgelöst, umgewandelt oder neu gebildet werden. Dadurch können sich die hydraulichen Eigenschaften und die Porosität der Gesteine verändern, sowohl zum Vorteil, als auch zum Nachteil für die Langzeitsicherheit und den Speicherbetrieb. Daher ist die geochemische Charakterisierung als Bestandteil der Standorterkundung durch die Europäische Richtlinie zur CO 2 -Speicherung (2009/31/EG) vorgeschrieben. Günstige Speichergesteine sind quarzreiche Sandsteine, die nur sehr wenig reaktive Minerale enthalten. 8.6 Wie werden die Speicher überwacht? Die Europäische Richtlinie zur CO 2 -Speicherung (2009/31/EG), sowie die Emissionshandelsrichtlinie (2009/29/EC) definieren Anforderungen an die Überwachung von CO 2 -Speichern. Zahlreiche Methoden stehen für die Überwachung des tiefen geologischen Untergrunds, der Erdoberfläche sowie von Grund- und Oberflächenwässern zur Verfügung. Der Betreiber hat unter Berücksichtigung der standortspezifischen Bedingungen einen Überwachungsplan für den vorgesehenen Speicher und seine Umgebung zu erstellen und bereits bei der Beantragung des Speichers mit vorzulegen. Die Überwachung muss über das Ende der Injektion hinaus andauern, um sicherzustellen, dass alle Anzeichen auf eine vollständige und langfristig sichere Speicherung des CO 2 hinweisen. Nur dann kann der Betreiber aus der Verantwortung für den Speicher entlassen werden kann laut EU-Richtlinie frühestens 20 Jahre nach Stilllegung des Betriebs. Bei Abweichungen vom geplanten Speicherverhalten und bei einer Neubewertung von Risiken sind die Überwachungspläne entsprechend anzupassen. Copyright Siemens AG, Seite 23 von 25