Ökologische und ökonomische. als Klimaschutzmaßnahme in Österreich

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1 Ökologische und ökonomische Bewertung der geologischen CO 2 -Speicherung als Klimaschutzmaßnahme in Österreich Dissertation an der Universität Wien und an der Karl-Franzens Universität Graz zur Erlangung des akademischen Grades Doktorin der Naturwissenschaften bei Univ.-Prof. Dr. Harald Bolhàr-Nordenkampf Universität Wien, Institut für Ökologie und Naturschutz & Univ.-Prof. Dr. Stefan Schleicher Karl-Franzens Universität Graz, Institut für Volkswirtschaft Vorgelegt von Mag. Margit Kapfer Oktober 2005

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3 Verzeichnisse 3 INHALTSVERZEICHNIS Kurzzusammenfassung 13 Abstract 14 1 Einleitung Die Erde hat Fieber Wodurch werden Veränderungen des Klimas bewirkt? Ergebnisse österreichischer Klimaszenarien Ergebnisse des Projektes Startclim Klimawandel und weitere Voraussetzungen für die Arbeit Rahmenbedingungen für den Klimaschutz Die Emissionssituation in Österreich Rechtlicher Rahmen in Europa Unsicherheit über das Inkrafttreten des Kyoto-Protokolls Überblick über die Emissionssituation in Österreich Kohlenstoff und Kohlendioxid Kohlendioxid Der Kohlenstoffkreislauf Kohlenstoffgehalte von Energieträgern Geologische Kohlendioxidspeicherung Physikalische und chemische Grundlagen der geologischen Kohlendioxidspeicherung Beispiele für Carbon Capture & Storage Projekte Abschätzung des Speicherpotentials in Erdöl/Erdgasfeldern Ablauf von CCS-Projekten Kritische Punkte bei der Verpressung von CO Beschreibung der Fragestellung 59 2 Design des Forschungsprojekts Ökologische Bewertungsverfahren Allgemeine Grundsätze für ökologische Bewertungsverfahren Anforderungen an ökologische Bewertungsverfahren Kohlenstoffbilanzierung Partial Carbon Accounting Full Carbon Accounting Kohlenstoffbasierte Energiebilanzierung Ökonomische Bewertung Grundlegendes zur Investitionsrechnung Kapitalwertmethode Interne Zinsfuß-Methode Annuitätenmethode Festlegung des Kalkulationszinssatzes Operationalisierung der Methode Beschreibung des Fallbeispiels Konkretisierung des Projektumfelds Warum dieses Projekt? 77 3 Ökologische Bewertung der Fallbeispiele 79

4 4 Geologische CO 2 -Speicherung 3.1 Abgrenzung der Fallbeispiele Beschreibung der Fallbeispiele Abtrennung des CO 2 aus dem Abgasstrom Energiebedarf und Voraussetzungen für die CO 2 -Separation Energiebedarf und Voraussetzungen für die Kompression Transport des CO 2 zur Lagerstätte Verpressung des CO Energieinput Formen des Energieeinsatzes Datenverfügbarkeit für das Projekt Berechnung des direkten Energieeinsatzes Berechnung des indirekten Energieeinsatzes Summe direkter und indirekter Energieeinsatz Projektbedingte Emissionen und energetischer Output Berechnung der projektbedingten CO 2 -Emissionen Betrachtungszeitraum acht und 25 Jahre Summe der projektbedingten CO 2 -Emissionen Bestimmung des Energiegehaltes von C/CO Berechnung des energetischen Outputs Gegenüberstellung Input-Output Gegenüberstellung CO 2 -Emissionsbilanz, erstes Jahr Gegenüberstellung CO 2 -Emissionsbilanz, acht Jahre Gegenüberstellung CO 2 -Emissionsbilanz, 25 Jahre Gegenüberstellung energetischer In- und Output, erstes Jahr Gegenüberstellung Energiebilanz, acht Jahre Gegenüberstellung Energiebilanz, 25 Jahre Zusammenfassung der Vergleichsrechnungen Wirtschaftlichkeit der Fallbeispiele Kosten für die geologische CO 2 -Speicherung: Literaturvergleiche Gesamtkosten für CCS Projekte Kosten für die Abtrennung Separationskosten in Abhängigkeit von Technologie/Branche Kosten für den Pipeline-Transport Kosten für die Speicherung Sonderfall: Biomasse-Cogeneration mit CCS Kosten für die Enhanced Oil Recovery Berechnung der Kostenkomponenten Zeiträume und Vorgehensweise Allgemeine Inputfaktoren Separationskosten Kompressionskosten Transportkosten Verpressungskosten Berechnung der Gesamtkosten Einnahmen aus dem Emissionshandel Berechnung Barwerte und interne Zinssätze Wirtschaftlichkeit - Kontext im Emissionshandel Preise für CO 2 -Zertifikate Zeithorizonte Wirtschaftlichkeit der untersuchten Projekte Berücksichtigung der CO 2 -Projekteffizienz aus der ökologischen Bewertung Zusammenfassung der ökonomischen Bewertung Stärken und Schwächen des Modells, Möglichkeiten zur Verbesserung und zur weiteren Anwendung 219

5 Verzeichnisse 5 5 Diskussion Ergebnisse aus der ökologischen Bewertung Ergebnisse aus der Wirtschaftlichkeitsbewertung Vergleich der Ergebnisse mit der Literatur Carbon Sequestration als Klimaschutzmaßnahme? Empfehlungen und Wünsche 232 Dank Annex Abkürzungsverzeichnis Verzeichnis der Einheiten Formeln Ökonomische Formeln Naturwissenschaftliche Formeln Beispielrechnungen Umrechnungsfaktoren Heizwerte / Brennwerte Kohlenstoff und Kohlendioxid Kohlenstoff Kohlendioxid Eingangsdaten und Berechnungen für die ökologische Bewertung Eingangsdaten und Berechnungen für Thema Eingangsdaten für die Kostenberechnungen Rechenblätter für Wirtschaftlichkeitsrechnung Berechnung der Zahlungsströme: Variante 1.a, Papierfabrik Berechnung der Zahlungsströme: Variante 1.b, Stein/Keramik Berechnung der Zahlungsströme: Variante 1.c, Chemische Anlage Berechnung der Zahlungsströme: Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk Berechnung der Zahlungsströme: Variante 1.e, Biomasse-HKW Energiepreisentwicklung Energiepreise: Strom Energiepreise: Erdgas Erdgaslagerstätten und -leitungen in Österreich Literaturverzeichnis Lebenslauf 325

6 6 Geologische CO 2 -Speicherung Abbildungsverzeichnis Abbildung 1-1: Variation der Oberflächentemperatur während der letzten 140 Jahre Abbildung 1-2: Nachweis von CO 2 (grün) und Temperatur (blau) über die letzten Jahre aus dem Vostoker Eiskern. Rot: anthropogene CO 2 -Emissionen Abbildung 1-3: Extreme Wetterereignisse je Gemeinde in Österreich ( ) Abbildung 1-4: Distance-to-target Indikator der Zielerreichung der EU Abbildung 1-5: Phasendiagramm von CO Abbildung 1-6: Übersicht über den Kohlenstoffzyklus, -Bestände und -Flüsse, Abbildung 1-7: Variation atmosphärischer CO 2 -Konzentration Abbildung 1-8: Beispiele für geologische CO 2 -Speicherversuche weltweit Abbildung 1-9: Sleipner T - Plattform in der Nordsee (Foto: Statoil) Abbildung 1-10: CO 2 -Anlage auf Sleipner T (Foto: Statoil, Øyvind Hagen) Abbildung 1-11: Snohvit-CO 2 Einpressung (Grafik: Statoil) Abbildung 1-12: Schema eines CCS-Projektes Abbildung 1-13: Operative CO 2 -Pipelines in den USA Abbildung 1-14: Pipelinebau (Foto: Dakota Gasification) Abbildung 1-15: Gaspipeline Abbildung 1-16: Ausgeförderte natürliche Lagerstätte Abbildung 1-17: CO 2 -Injektionsstelle Abbildung 1-18: Überblick über die potentiellen Risken der CO 2 -Sequestrierung Abbildung 1-19: Aufbau der Arbeit Abbildung 2-1: Globaler Kohlenstoffzyklus in Gt Kohlenstoff Abbildung 2-2: Österreichische Lagerstätten Abbildung 3-1: Systemgrenze des betrachteten Projektes Abbildung 3-2: Thermischer Energiebedarf in Abhängigkeit von der MEA-Konzentration Abbildung 3-3: CO 2 -Emissionen [kt CO 2 /a] und durchschnittlicher Gesamt- Energiebedarf für die CO 2 - Separation [TJ] der fünf gewählten Quellen Abbildung 3-4: Kombinationsmöglichkeiten für die Projektdurchführung Abbildung 3-5: Verteilung des direkten Energieeinsatzes für die fünf Fallbeispiele [%] Abbildung 3-6: Direkter Energieinput für die fünf Fallbeispiele, Min. und Max. [PJ], 1. Jahr Abbildung 3-7: Direkter Energieinput für die fünf Fallbeispiele, Min. und Max. [TJ], 1. Jahr, logarithmische Darstellung Abbildung 3-8: Direkter und indirekter Energieinput [TJ], 1. Jahr Abbildung 3-9: Kumulierter direkter und indirekter Energieinput [PJ] in 8 und 25 Jahren Abbildung 3-10: Spezifischer direkter und indirekter Energieinput [PJ/Mt CO 2 verpresst] Abbildung 3-11: Projektbezogener direkter und indirekter CO 2 -Output [Mt CO 2 ], 1. Jahr Abbildung 3-12: Kumulierter gesamter CO 2 -Output [Mt CO 2 ], in 8 und 25 Jahren Abbildung 3-13: Gegenüberstellung CO 2 -Input und direkter Output [Mt CO 2 ], 1. Jahr Abbildung 3-14: Gegenüberstellung CO 2 -Input und gesamter Output [Mt CO 2 ], 1. Jahr Abbildung 3-15: Gegenüberstellung CO 2 -Input und direkter Output [Mt CO 2 ], 8 Jahre Abbildung 3-16: Gegenüberstellung CO 2 -Input und gesamter Output [Mt CO 2 ], 8 Jahre Abbildung 3-17: Gegenüberstellung CO 2 -Input und direkter Output [Mt CO 2 ], 25 Jahre Abbildung 3-18: Gegenüberstellung CO 2 -Input und gesamter Output [Mt CO 2 ], 25 Jahre Abbildung 3-19: Gegenüberstellung direkter energetischer Input und Output [PJ], 1. Jahr Abbildung 3-20: Gegenüberstellung indirekter energetischer Input und Output [PJ], 1. Jahr Abbildung 3-21: Gegenüberstellung Gesamtenergieinput und -output [PJ], 1. Jahr Abbildung 3-22: Direkter und indirekter Energie- Input und Output [PJ], 1. Jahr Abbildung 3-23: Gegenüberstellung direkter energetischer Input und Output [PJ], 8 Jahre Abbildung 3-24: Gegenüberstellung indirekter energetischer Input und Output [PJ], 8 Jahre Abbildung 3-25: Gegenüberstellung gesamter energetischer Input und Output [PJ], 8 Jahre Abbildung 3-26: Gegenüberstellung direkter energetischer Input und Output [PJ], 25 Jahre Abbildung 3-27: Gegenüberstellung indirekter energetischer Input und Output [PJ], 25 Jahre Abbildung 3-28: Gegenüberstellung gesamter energetischer Input und Output [PJ], 25 Jahre Abbildung 3-29: Direkter Netto-Energieinput [PJ] für das 1. Jahr, 8 Jahre und 25 Jahre Abbildung 3-30: Indirekter Netto-Energieinput [PJ] für das 1. Jahr, für acht und 25 Jahre Abbildung 3-31: Gesamter Netto-Energieinput [PJ] für das 1. Jahr, für acht und 25 Jahre Abbildung 3-32: CO 2 -Projekteffizienz [%], 1. Jahr

7 Verzeichnisse 7 Abbildung 3-33: CO 2 -Projekteffizienz [%], 8 Jahre kumuliert Abbildung 3-34: CO 2 -Projekteffizienz [%], 25 Jahre kumuliert Abbildung 4-1: Ergebnisse der Monte Carlo Analyse aus dem GESTCO-Projekt Abbildung 4-2: Kostenverlauf für die Separationskosten bei Kraftwerken, GESTCO Abbildung 4-3: Kostenverlauf für die Separationskosten bei Industrieunternehmen, GESTCO Abbildung 4-4: Relation zwischen Speicherkosten und Tiefe Abbildung 4-5: Variante 1.a, Papierfabrik, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-6: Variante 1.a, Papierfabrik, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-7: Variante 1.a, Papierfabrik, Relation der Kostenkomponenten [%], Minimal- Kostenvariante. 184 Abbildung 4-8: Variante 1.a, Papierfabrik, Relation der Kostenkomponenten [%], Maximal- Kostenvariante 184 Abbildung 4-9: Variante 1.b, Stein/Keramik, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-10: Variante 1.b, Stein/Keramik, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Maximal- Kostenvariante 186 Abbildung 4-11: Variante 1.b, Stein/Keramik, Relation der Kostenkomponenten [%], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-12: Variante 1.b, Stein/Keramik, Relation der Kostenkomponenten [%], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-13: Variante 1.c, Chemische Anlage, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-14: Variante 1.c, Chemische Anlage, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-15: Variante 1.c, Chemische Anlage, Relation der Kostenkomponenten [%], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-16: Variante 1.c, Chemische Anlage, Relation der Kostenkomponenten [%], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-17: Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-18: Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-19: Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, Relation der Kostenkomponenten [%], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-20: Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, Relation der Kostenkomponenten [%], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-21: Variante 1.e, Biomasse-HKW, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-22: Variante 1.e, Biomasse-HKW, absolute Gesamtkosten [Mio. EUR], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-23: Variante 1.e, Biomasse-HKW, Relation der Kostenkomponenten [%], Minimal- Kostenvariante Abbildung 4-24: Variante 1.e, Biomasse-HKW, Relation der Kostenkomponenten [%], Maximal- Kostenvariante Abbildung 4-25: Spezifische Gesamtkosten für die fünf Fallbeispiele [EUR/t] Abbildung 4-26: Barwerte bei achtjähriger Nutzungsdauer [Mio. EUR] Abbildung 4-27: Barwerte bei 25-jähriger Nutzungsdauer [Mio. EUR] Abbildung 4-28: Interne Verzinsung der fünf Varianten [%], 25 Jahre Abbildung 4-29: Preise für EUA-Forwards Dez Aug 05 (Point Carbon, ) Abbildung 4-30: Handelsvolumina für EUA-Forwards Dez Aug 05 (Point Carbon, ) Abbildung 4-31: Möglichkeit der Zertifikatsübertragung innerhalb der 1. Phase des Emissionshandels Abbildung 4-32: Entwicklung der THG-Emissionen in Österreich, mit bzw. ohne Berücksichtigung der Maßnahmen aus der Klimastrategie Abbildung 4-33: Übersicht verschiedener Modelle für die Preisprognose für Emissionszertifikate im Jahr 2010 (EUR/t CO 2 ) Abbildung 4-34: Verschiedene CO 2 -Stabilisierungs-Szenarien (A) und atmosphärische CO2-Emissionspfade entsprechend der Szenarien (B) Abbildung 4-35: Spezifische Gesamtkosten für die fünf Fallbeispiele [EUR/t] Abbildung 4-36: Um die CO 2 -Effizienz bereinigte spezifische Gesamtkosten [EUR/t] Abbildung 6-1: Industriestrompreisvergleich 1970 bis Abbildung 6-2: Erdgaslagerstätten und Erdgasleitungen in Österreich (Quelle: OMV)

8 8 Geologische CO 2 -Speicherung Tabellenverzeichnis Tabelle 1-1: Parameter der vier entscheidenden Treibhausgase Tabelle 1-2: Kumulative Emissionen von Kohlenstoff für verschiedene Konzentrationsobergrenzen Tabelle 1-3: Ist-Emissionen Österreichs, Trend und Ziel 2010 [Mt CO 2eq] Tabelle 1-4: Globale CO 2 Budgets (in PgC/a) Tabelle 1-5: Typischer Kohlenstoff- und Energiegehalt von fossilen Energieträgern Tabelle 1-6: Potenzielle Aufnahmekapazität von CO 2 in ausgewählten Feldern Tabelle 1-7: Abschätzung der globalen Aufnahmekapazität verschiedener CO 2 -Lager Tabelle 1-8: Vergleich österreichischer und weltweiter Erdöl- und Erdgaslagerkapazitäten Tabelle 1-9: Technologische Optionen im Rahmen der CCS Tabelle 2-1: Beispiel für den Aufbau eines Rechensheets für die Berechnung der Zahlungsströme eines Teilschritts (TS 1, Variante 1.a) Tabelle 2-2: Zusammenführung der Zahlungsströme aller Teilschritte (Variante 1.a) Tabelle 3-1: Mögliche Quellen für CO 2, Varianten für die Berechnung Tabelle 3-2: Variante 1.a: Annahmen und Spezifikationen für die Berechnung Tabelle 3-3: Variante 1.b: Annahmen und Spezifikationen für die Berechnung Tabelle 3-4: Variante 1.c: Annahmen und Spezifikationen für die Berechnung Tabelle 3-5: Variante 1.d: Kennzahlen eines ICGCC-Kraftwerks mit und ohne CO 2 -Separation Tabelle 3-6: Kenndaten eines repräsentativen Biomasse-Heizkraftwerkes und einer Vergleichsanlage ohne CO 2 - Abtrennung Tabelle 3-7: Vergleich der fünf CO 2 -Quellvarianten Tabelle 3-8: Energiebedarf für die CO 2 -Abtrennung (Post-Combustion) und Kompression Tabelle 3-9: Spezifischer Energiebedarf für die CO 2 -Abtrennung und Kompression in den Fallbeispielen (GJ/t CO 2 ) Tabelle 3-10: Auf das Jahr hochgerechneter Energiebedarf für die CO 2 -Abtrennung und Kompression (TJ) Tabelle 3-11: Möglichkeiten des CO 2 -Transports, Varianten für die Berechnung Tabelle 3-12: Beispiele für bestehende CO 2 -Pipelines Tabelle 3-13: Varianten 2.a und 2.b, Annahmen und Spezifikationen für die Berechnung Tabelle 3-14: Möglichkeiten der Verpressung, Varianten für die Berechnung Tabelle 3-15: Varianten 3.a und 3.b, Annahmen und Spezifikationen für die Berechnung Tabelle 3-16: Berechnung des direkten Energieinputs [TJ] für die fünf Fallbeispiele, 1. Jahr Tabelle 3-17: Kumulierter direkter Energieinput [PJ], in 8 Jahren Tabelle 3-18: Kumulierter direkter Energieinput [PJ], in 25 Jahren Tabelle 3-19: Kenndaten der Prozesskette für Energieträger frei Verbraucher, BRD Tabelle 3-20: Kenndaten der Prozesskette für Strom frei Verbraucher Tabelle 3-21: Berechnung der Arbeitswochen und des Nahrungsäquivalents Tabelle 3-22: Berechnung des indirekten Energieinputs [TJ], 1. Jahr Tabelle 3-23: Kumulierter indirekter Energieinput [PJ] in 8 Jahren Tabelle 3-24: Kumulierter indirekter Energieinput [PJ] in 25 Jahren Tabelle 3-25: Direkter und indirekter Energiebedarf [PJ], 1. Jahr Tabelle 3-26: Kumulierter direkter und indirekter Energiebedarf [PJ], 8 Jahre Tabelle 3-27: Kumulierter direkter und indirekter Energiebedarf [PJ], 25 Jahre Tabelle 3-28: Spezifischer direkter und indirekter Energieinput [PJ/Mt CO 2 verpresst] Tabelle 3-29: Direkte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 /a], 1. Jahr Tabelle 3-30: Indirekte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 /a], 1. Jahr Tabelle 3-31: Summe der projektbedingten CO 2 -Emissionen [t CO 2 /a], 1. Jahr Tabelle 3-32: Kumulierte direkte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 /a], 8 Jahre Tabelle 3-33: Kumulierte indirekte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 /a], 8 Jahre Tabelle 3-34: Kumulierte direkte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 /a], 25 Jahre Tabelle 3-35: Kumulierte indirekte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 /a], 25 Jahre Tabelle 3-36: Summe der projektbedingten CO 2 -Emissionen [t CO 2 ], 1. Jahr Tabelle 3-37: Kumulierte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 ], 8 Jahre Tabelle 3-38: Kumulierte projektbedingte CO 2 -Emissionen [t CO 2 ], 25 Jahre Tabelle 3-39: Energetischer Output [TJ] der Fallbeispiele, Basis Gesamtemissionen, 1. Jahr Tabelle 3-40: Energetischer Output [TJ] der Fallbeispiele, Basis direkte Emissionen, 1. Jahr Tabelle 3-41: Kumulierter direkter energetischer Output [PJ], 8 Jahre Tabelle 3-42: Kumulierter gesamter energetischer Output [PJ], 8 Jahre...130

9 Verzeichnisse 9 Tabelle 3-43: Kumulierter direkter energetischer Output [PJ], 25 Jahre Tabelle 3-44: Kumulierter gesamter energetischer Output [PJ], 25 Jahre Tabelle 3-45: Gegenüberstellung der Input- und Outputfaktoren für die Bilanz Tabelle 3-46: Gegenüberstellung CO 2 -Input und direkter Output [t CO 2 ], 1. Jahr Tabelle 3-47: Gegenüberstellung CO 2 -Input und gesamter Output [t CO 2 ], 1. Jahr Tabelle 3-48: Gegenüberstellung CO 2 -Input und direkter Output, [t CO 2 ], 8 Jahre Tabelle 3-49: Gegenüberstellung CO 2 -Input und gesamter Output, [t CO 2 ], 8 Jahre Tabelle 3-50: Gegenüberstellung CO 2 -Input und direkter Output, [t CO 2 ], 25 Jahre Tabelle 3-51: Gegenüberstellung CO 2 -Input und gesamter Output, [t CO 2 ], 25 Jahre Tabelle 3-52: Gegenüberstellung direkter Energieinput und Energieoutput [PJ], 1. Jahr Tabelle 3-53: Gegenüberstellung indirekter Energieinput und Energieoutput [PJ], 1. Jahr Tabelle 3-54: Gegenüberstellung Gesamtenergieinput und -output [PJ], 1. Jahr Tabelle 3-55: Gegenüberstellung direkter Energieinput und Energieoutput [PJ], 8 Jahre Tabelle 3-56: Gegenüberstellung indirekter Energieinput und Energieoutput [PJ], 8 Jahre Tabelle 3-57: Gegenüberstellung Gesamtenergieinput und -output [PJ], 8 Jahre Tabelle 3-58: Gegenüberstellung direkter Energieinput und Energieoutput [PJ], 25 Jahre Tabelle 3-59: Gegenüberstellung indirekter Energieinput und Energieoutput [PJ], 25 Jahre Tabelle 3-60: Gegenüberstellung Gesamtenergieinput und -output [PJ], 25 Jahre Tabelle 4-1: Kostenvergleiche für CCS Tabelle 4-2: Ergebnisse der Monte Carlo Analyse aus dem GESTCO-Projekt Tabelle 4-3: Spezifische Separationskosten im Energieerzeugungsbereich Tabelle 4-4: Spezifische Separationskosten in der Industrie Tabelle 4-5: CO 2 -Transportkosten in der Pipeline Tabelle 4-6: Kostenvergleich für Transport und Speicherung Tabelle 4-7: Allgemeine Parameter und Annahmen für die Wirtschaftlichkeitsrechnung Tabelle 4-8: Kosten für Energie und Wasser, Großabnehmer Tabelle 4-9: Wirtschaftliche Parameter für die Fallbeispiele 1.a und 1.b, Separation Tabelle 4-10: Berechnung der Energiekosten für die Fallbeispiele 1.a und 1.b, Separation Tabelle 4-11: Separationskosten für die fünf Fallbeispiele, in Mio. EUR Tabelle 4-12: Übersicht über Energiebedarf und Kosten für die Kompression Tabelle 4-13: Kompressionskosten für die fünf Fallbeispiele, in Mio. EUR Tabelle 4-14: Transportkosten für die fünf Fallbeispiele, in Mio. EUR Tabelle 4-15: Annahmen für die Berechnung der Speicherkosten Tabelle 4-16: Verpressungskosten für die fünf Fallbeispiele, in Mio. EUR Tabelle 4-17: Gesamtkosten für Variante 1.a, Papierfabrik [Mio. EUR] Tabelle 4-18: Gesamtkosten für Variante 1.b, Stein/Keramik [Mio. EUR] Tabelle 4-19: Gesamtkosten für Variante 1.c, Chemische Anlage [Mio. EUR] Tabelle 4-20: Gesamtkosten für Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk [Mio. EUR] Tabelle 4-21: Gesamtkosten für Variante 1.e, Biomasse-HKW [Mio. EUR] Tabelle 4-22: Spezifische Kosten für Variante 1.a, Papierfabrik [EUR/t] Tabelle 4-23: Spezifische Kosten für Variante 1.b, Stein/Keramik [EUR/t] Tabelle 4-24: Spezifische Kosten für Variante 1.c, Chemische Anlage [EUR/t] Tabelle 4-25: Spezifische Kosten für Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk [EUR/t] Tabelle 4-26: Spezifische Kosten für Variante 1.e, Biomasse-HKW [EUR/t] Tabelle 4-27: Spezifische Kosten für die fünf Varianten [EUR/t] Tabelle 4-28: Übersicht Menge Emissionszertifikate und Preise Tabelle 4-29: Barwerte und interne Verzinsung, Variante 1.a, Papierfabrik Tabelle 4-30: Barwerte und interne Verzinsung, Variante 1.b, Stein/Keramik Tabelle 4-31: Barwerte und interne Verzinsung, Variante 1.c, Chemische Anlage Tabelle 4-32: Barwerte und interne Verzinsung, Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk Tabelle 4-33: Barwerte und interne Verzinsung, Variante 1.e, Biomasse-HKW Tabelle 4-34: Typen von Treibhausgas Emissionszertifikaten Tabelle 4-35: CO 2 -Projekteffizienz und Netto -reduzierbare Emissionen Tabelle 6-1: Netto-Heizwerte von wichtigen fossilen Brenn- und Treibstoffen Tabelle 6-2: Heizwert und Brennwert einiger relevanter Brennstoffe Tabelle 6-3: Heizwert und Brennwert von Biomasse Tabelle 6-4: Heizwerte für die Emissionsberechnung von Holzöfen Tabelle 6-5: Berechnung der projektbezogenen CO 2 -Emissionen durch den Stromverbrauch im Teilschritt 1, Separation

10 10 Geologische CO 2 -Speicherung Tabelle 6-6: Berechnung der projektbezogenen CO 2 -Emissionen durch den Dampfverbrauch im Teilschritt 1, Separation Tabelle 6-7: Übersicht über die CCS-Kosten für ausgewählte Fallbeispiele aus dem GESTCO-Projekt, Stand Tabelle 6-8: Durchschnittliche absolute Kosten für Anlagengruppen, (berechnet nach GESTCO, Stand 2003) Tabelle 6-9: Durchschnittliche spezifische Kosten für Anlagengruppen, bezogen auf separiertes und vermiedenes CO 2, (berechnet nach GESTCO, Stand 2003) Tabelle 6-10: Durchschnittliche spezifische Kosten für Anlagengruppen, ausschließlich bezogen auf separiertes CO 2, (berechnet nach GESTCO, Stand 2003) Tabelle 6-11: Berechnete absolute Kosten für das Fallbeispiel 1.d, ICGCC-Kraftwerk Tabelle 6-12: Berechnete absolute Kosten für das Fallbeispiel 1.e, Biomasse-HKW Tabelle 6-13: Mittelwert der spezifischen und hochgerechnete absolute Separationskosten Tabelle 6-14: Eingangsdaten für die Wirtschaftlichkeitsrechnung Tabelle 6-15: Eingabemaske für die Wirtschaftlichkeitsrechnung, Beispiel 1.a Papierfabrik, TS 1, Separation260 Tabelle 6-16: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Separation, 8 Jahre Tabelle 6-17: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Separation, 25 Jahre Tabelle 6-18: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Kompression, 8 Jahre Tabelle 6-19: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Kompression, 25 Jahre Tabelle 6-20: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Transport 2.a, 8 Jahre Tabelle 6-21: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Transport 2.a, 25 Jahre Tabelle 6-22: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Transport 2.b, 8 Jahre Tabelle 6-23: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Transport 2.b, 25 Jahre Tabelle 6-24: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Verpressung 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-25: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Verpressung 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-26: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Verpressung 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-27: Zahlungsströme Variante 1.a, Papierfabrik, TS Verpressung 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-28: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.a + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-29: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.a + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-30: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.b + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-31: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.b + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-32: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.b + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-33: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.b + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-34: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.a + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-35: Nettozahlungsströme, Variante 1.a + 2.a + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-36: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Separation, 8 Jahre Tabelle 6-37: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Separation, 25 Jahre Tabelle 6-38: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Kompression, 8 Jahre Tabelle 6-39: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Kompression, 25 Jahre Tabelle 6-40: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Transport, 2.a, 8 Jahre Tabelle 6-41: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Transport, 2.a, 25 Jahre Tabelle 6-42: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Transport, 2.b, 8 Jahre Tabelle 6-43: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Transport, 2.b, 25 Jahre Tabelle 6-44: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Verpressung, 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-45: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Verpressung, 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-46: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Verpressung, 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-47: Zahlungsströme Variante 1.b, Stein/Keramik, TS Verpressung, 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-48: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.a + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-49: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.a + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-50: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.b + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-51: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.b + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-52: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.b + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-53: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.b + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-54: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.a + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-55: Nettozahlungsströme, Variante 1.b + 2.a + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-56: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Separation, 8 Jahre Tabelle 6-57: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Separation, 25 Jahre Tabelle 6-58: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Kompression, 8 Jahre Tabelle 6-59: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Kompression, 25 Jahre Tabelle 6-60: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Transport 2.a, 8 Jahre Tabelle 6-61: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Transport 2.a, 25 Jahre

11 Verzeichnisse 11 Tabelle 6-62: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Transport 2.b, 8 Jahre Tabelle 6-63: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Transport 2.b, 25 Jahre Tabelle 6-64: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Verpressung 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-65: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Verpressung 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-66: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Verpressung 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-67: Zahlungsströme Variante 1.c, Chemische Anlage, TS Verpressung 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-68: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.a + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-69: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.a + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-70: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.b + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-71: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.b + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-72: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.b + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-73: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.b + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-74: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.a + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-75: Nettozahlungsströme, Variante 1.c + 2.a + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-76: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Separation, 8 Jahre Tabelle 6-77: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Separation, 25 Jahre Tabelle 6-78: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Kompression, 8 Jahre Tabelle 6-79: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Kompression, 25 Jahre Tabelle 6-80: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Transport 2.a, 8 Jahre Tabelle 6-81: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Transport 2.a, 25 Jahre Tabelle 6-82: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Transport 2.b, 8 Jahre Tabelle 6-83: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Transport 2.b, 25 Jahre Tabelle 6-84: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Verpressung 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-85: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Verpressung 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-86: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Verpressung 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-87: Zahlungsströme Variante 1.d, ICGCC-Kraftwerk, TS Verpressung 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-88: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.a + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-89: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.a + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-90: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.b + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-91: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.b + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-92: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.b + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-93: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.b + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-94: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.a + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-95: Nettozahlungsströme, Variante 1.d + 2.a + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-96: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Separation, 8 Jahre Tabelle 6-97: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Separation, 25 Jahre Tabelle 6-98: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Kompression, 8 Jahre Tabelle 6-99: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Kompression, 25 Jahre Tabelle 6-100: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Transport 2.a, 8 Jahre Tabelle 6-101: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Transport 2.a, 25 Jahre Tabelle 6-102: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Transport 2.b, 8 Jahre Tabelle 6-103: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Transport 2.b, 25 Jahre Tabelle 6-104: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Verpressung 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-105: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Verpressung 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-106: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Verpressung 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-107: Zahlungsströme Variante 1.e, Biomasse-HKW, TS Verpressung 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-108: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.a + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-109: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.a + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-110: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.b + 3.a, 8 Jahre Tabelle 6-111: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.b + 3.a, 25 Jahre Tabelle 6-112: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.b + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-113: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.b + 3.b, 25 Jahre Tabelle 6-114: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.a + 3.b, 8 Jahre Tabelle 6-115: Nettozahlungsströme, Variante 1.e + 2.a + 3.b, 25 Jahre

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13 Kurzzusammenfassung In der vorliegenden Arbeit wird die Option der geologischen Speicherung von Kohlendioxid (CO 2 ) als Klimaschutzmaßnahme für Österreich untersucht. Unter geologischer Speicherung versteht man das Abtrennen von CO 2 aus dem Abgasstrom von Kraftwerken oder energieintensiven Industrieunternehmen. Dieses Treibhausgas wird in der Folge komprimiert und per Pipeline zu einem Erdgaslagerfeld geleitet, wo es in erschöpfte Felder endgelagert wird. In Österreich gibt es mehrere solcher leergeförderte Erdgasfelder und auch eine Anzahl an Industrieunternehmen bzw. Kraftwerken, die in der Nähe dieser gelegen sind und die auch die entsprechende Menge an Kohlendioxid produzieren. Für die Bearbeitung des Themas sind drei Beispiele aus der energieintensiven Industrie und zwei theoretische Kraftwerksprojekte ausgewählt worden. Diese fünf Varianten werden weiters mit jeweils zwei verschiedenen Optionen des Transports und der Einleitung in Gaslagerstätten (ist vorhanden Infrastruktur nutzbar oder nicht) kombiniert. Dazu werden zwei unterschiedliche und sich ergänzende Fragestellungen betrachtet: zum einen die ökologische Sinnhaftigkeit der vorgestellten Projekte, zum anderen deren Wirtschaftlichkeit. Die erste Frage wird mittels einer Energie- und Kohlenstoffbilanzierung (Full Carbon Accounting), die auch indirekte Effekte wie die Bereitstellung von Hilfsenergie und menschlicher Arbeitskraft berücksichtigt, beantwortet. Die zweite Frage wird anhand von Investitionsrechnungsverfahren mittels Kapitalwertmethode und der Berechnung des internen Zinssatzes bearbeitet. Weiters werden die gesamten absoluten und spezifischen Kosten der Projekte ausgerechnet, um die Ergebnisse vergleichbar mit Literaturangaben zu machen. Die Wirtschaftlichkeit der Projekte wird in Relation zu den Preisen für Emissionszertifikate gesetzt. Die Ergebnisse zeigen, dass einige der Projekte unter Berücksichtigung spezifischer Rahmenbedingungen (etwa lange Nutzungsdauer der Projekte) wirtschaftlich interessant sind. Als Haupteinflussgröße wird die Menge an verpressbarem CO 2 diskutiert. Zu berücksichtigen sind jedoch die Mengen an CO 2, die erst durch das Projekt entstehen und damit den Gesamtnutzen schmälern. Anmerkungen Hinweise zur Durchführung der Berechnungen sind im Text gelb hinterlegt. Alle Tabellen bzw. Abbildungen, die aus der Literatur übernommen sind, sind mit einem Hinweis auf die Quelle versehen. Tabellen oder Abbildungen ohne Quellverweis stammen aus eigenen Berechnungen.

14 14 Geologische CO 2 -Speicherung Abstract This work focuses on the ecological and economic assessment of the geological carbon sequestration (CCS) as a means for climate policy in Austria. The term geological carbon sequestration refers to capturing CO 2 from the exhaust gas from power plants or energy intensive industries. This separated gas is being compressed and transported via pipeline to depleted oil or gas fields where it is stored. In Austria there are plenty of depleted oil and gas fields which could serve as storage for the captured carbon dioxide. On the other hand there also exist a variety of industrial sites, that emit the sufficient quantity and quality of CO 2. The distances between those industrial sites and depleted fields are also rather short, therefore making the projects technical feasible. For performing the ecological and the economic assessment five different potential sources for CO 2 -rich exhaust gas have been selected within Upper Austria. Three examples stem from the energy intensive industry (sectors pulp & paper, stone and chemical industry). Two examples are hypothetical power plant projects (coal gasification and biomass combined heat-and-power generation). Those five potential CO 2 -sources are combined in each case with two different scenarios for transport and two different scenarios for sequestration respectively. Therefore in total 20 different combinations are being discussed. This study focuses on two different questions: on one hand on the question, whether those projects are ecologically reasonable, taking into account energy balances and carbon flows. For assessing this issue a full carbon accounting is done. Supplementary to much published work, this study also takes into account indirect energy flows, e.g. energy needed for human labour or energy content of energy service needed. Therefore the net reduction efficiency of the projects might me reduced. On the other hand it is important to know, whether those projects are also economical suggestive. For dealing with this question the net present value and the internal rate of return are calculated for each of the 20 different possibilities for the useful economic life for eight respectively for 25 years. Furthermore the specific reduction-costs are calculated for each variant in order to compare those projects with data from the literature. Economic viability of those project possibilities is compared with current prices for EU CO 2 emission certificates. The results show mainly two things. On one hand, that some project variants are economically quite interesting, keeping in mind the framework conditions influencing the projects (project life-time, energy prices, opportunity costs etc.). On the other hand, implementing CCS projects are very energy consuming, reducing the ecological benefits of the projects.

15 1 Einleitung Der Klimawandel ist eines der dringendsten Probleme des 21. Jahrhunderts. Die Zunahme extremer Wetterereignisse - auch in Österreich - richtet vermehrt die Aufmerksamkeit der Bevölkerung auf die Ursachen und Auswirkungen des Klimawandels. Der Ruf nach Vermeidungsmaßnahmen und Anpassungsstrategien wird auch außerhalb von Expertenkreisen immer lauter. 1.1 Die Erde hat Fieber Die Zahlen, die im Frühjahr 2001 vom Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) 1 vorgelegt worden sind, sprechen eine deutliche Sprache: Die globale durchschnittliche Oberflächentemperatur 2 auf der Erde hat im Verlauf des 20. Jahrhunderts um rund 0,6 C zugenommen (siehe Abbildung 1-1), wobei die 90er- Jahre die wärmsten waren. Abbildung 1-1: Variation der Oberflächentemperatur während der letzten 140 Jahre 3 1 Vgl. IPCC (2001). 2 Mit dem Begriff globale durchschnittliche Oberflächentemperatur ist die durchschnittliche Lufttemperatur nahe der Erdoberfläche und die durchschnittliche Temperatur der Meerwasseroberfläche gemeint. Eine Zunahme dieser globalen durchschnittlichen Oberflächentemperatur wird seit dem Jahr 1861 verzeichnet, diese beträgt seitdem 0,6 C. 3 Vgl. IPCC (2001): The Scientific Basis. Die roten Linien zeigen die jährliche Oberflächentemperaturen, die schwarze Linie repräsentiert eine um Fluktuationen bereinigte jährliche Temperaturkurve. Schmale schwarze Balken stehen für das 95 %ige Konfidenzintervall resultierend aus verschiedenartigen Datenunsicherheiten.

16 16 Geologische CO 2 -Speicherung Ein Anstieg der nächtlichen Minimumstemperaturen zwischen 1950 und 1993 in Höhe von 0,2 C (doppelt so viel als normal) hat bereits zu einer Verlängerung der frostfreien Saison in mehreren mittleren und hohen Höhenstufen geführt. Die Schneedecke hat sich seit den späten 60er-Jahren um ungefähr 10 % verringert. Seen und Flüsse in der nördlichen Hemisphäre sind um zwei Wochen kürzer von Eis bedeckt, Gletscher ziehen sich in enormer Geschwindigkeit zurück. Der Meeresspiegel ist im Laufe des 20. Jahrhunderts um 0,1 bis 0,2 m gestiegen. Die Niederschlagsmenge hat in den mittleren und höheren Höhenstufen der nördlichen Hemisphäre im Laufe des 20. Jahrhunderts um 0,5 bis 1% alle zehn Jahre zugenommen, in tropischen Regionen um 0,2 bis 0,3 %. Im Gegensatz dazu haben sich die Niederschlagsmengen in den subtropischen Regionen der nördlichen Erdhalbkugel um ca. 0,3 % verringert. Die Häufigkeit heftiger Niederschlagsereignisse hat in den mittleren und höheren Höhenstufen der nördlichen Hemisphäre im Laufe des 20. Jahrhunderts um 2 bis 4 % zugenommen. Der warme Zustand des El-Niño-Southern Oscillation Phänomens (ENSO 4 ) war seit den 70er-Jahren deutlich häufiger und intensiver als in den 100 Jahren davor. Die Häufigkeit und die Intensität von Dürren haben in verschiedenen Teilen Afrikas und Asiens in den letzten Dekaden zugenommen. Der derzeit beobachtbare Klimawandel kann laut IPCC auf mehrere Ursachen zurückgeführt werden. Auf einer Seite auf die natürliche interne Variabilität des Klimasystems selbst und auf der anderen Seite auf externe, das Klima beeinflussende Faktoren. Diese können natürlichen Ursprungs sein oder von Menschen gemacht (siehe auch Abbildung 1-2). Abbildung 1-2: Nachweis von CO 2 (grün) und Temperatur (blau) über die letzten Jahre aus dem Vostoker Eiskern. Rot: anthropogene CO 2 -Emissionen. 5 4 Vgl. Lippsett (2002) 5 Quelle: Rahmstorf et al. (2004)

17 Einleitung 17 Anthropogene Emissionen von Treibhausgasen und von Aerosolen verändern die Atmosphäre dergestalt, dass eine Veränderung des Weltklimas erwartet wird bzw. bereits nachweislich stattfindet. Eine Erhöhung der Konzentration von Treibhausgasen in der Atmosphäre (natürlichen oder anthropogenen Ursprungs) führt tendenziell zu einer Erwärmung der Erdoberfläche (Modell des Positive Radiative Forcing ), während generell eine Zunahme von Aerosolen in der Atmosphäre eine Abkühlung der Erdoberfläche bewirkt ( Negative Radiative Forcing ). Die atmosphärische Konzentration von Kohlendioxid (CO 2 ) hat seit dem Jahr 1750 um 31 % zugenommen. Drei Viertel der anthropogenen Kohlendioxid-Emissionen der letzten 20 Jahre sind auf Verbrennung fossiler Brennstoffe zurückzuführen 6. Der Anstieg des atmosphärischen Kohlendioxids betrug während der letzen 20 Jahre 1,5 ppm 7 (oder 0,4 %). In den 90er-Jahren des 20. Jahrhunderts kletterte der Anstieg des atmosphärischen Kohlendioxidgehaltes von 0,9 ppm (0,2 %) zu 2,8 ppm (0,8 %), abhängig von den Auswirkungen aktueller Klimaeffekte auf den Austausch von CO 2 zwischen Land/Wasser und der Atmosphäre. Die atmosphärische Konzentration von Methan (CH 4 ) hat seit 1750 um ppb zugenommen, das entspricht einem Zuwachs von 151 %. Rund die Hälfte der momentanen Methan-Emissionen ist menschlichen Ursprungs (Viehzucht, Reisanbau, Abfallwirtschaft, Nutzung fossiler Brennstoffe). Der Gehalt an Lachgas (Distickstoffoxid, N 2 O) in der Atmosphäre hat seit 1750 um 46 ppb (dies entspricht 17 %) zugenommen. Ungefähr ein Drittel der rezenten N 2 0- Emissionen sind auf menschliche Aktivität rückführbar (Düngemitteleinsatz, chemische Industrie). Die Konzentrationen der drei neuen Treibhausgase: Schwefelhexafluorid (SF 6 ), teilhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe (HFC) sowie perfluorierte Kohlenwasserstoffe (PFC) steigen derzeit an, unter anderem auch infolge ihrer Anwendung als Ersatz für die durch das Montreal Protokoll verbotenen Fluorchlorkohlenwasserstoffe (FCKW). Das gesamte Radiative Forcing 8 der Treibhausgase wird auf 2,43 W/m 2 geschätzt. Die Vernichtung des stratosphärischen Ozons (O 3 ) zwischen 1979 und 2000 hat dabei zu einer Abnahme des Radiative Forcing um -0,15 W/m 2 beigetragen. Im Gegensatz dazu hat die Menge des Ozons in der Troposphäre seit 1750 um 36 % zugenommen und trägt damit zu einem positiven Radiative Forcing Effekt in Höhe von 0,35 W/m 2 bei. Das IPCC kommt in seinem Third Assessment Report (TAR) auch zu dem Schluss, dass der Hauptteil der globalen Erwärmung während der letzten 50 Jahre auf menschliche Aktivitäten zurückzuführen ist. 6 Vgl. IPCC (2001). 7 ppm (parts per million) oder ppb (parts per billion) ist das Maß für die Menge an Treibhausgas-Molekülen im Vergleich zur Gesamtanzahl von Molekülen in der Luft. 100 ppm CO 2 bedeutet beispielsweise 100 Moleküle CO 2 in einer Million Moleküle trockener Luft. 8 Radiative Forcing ist die Maßeinheit für die Potenz eines Faktors (Gase/Partikel etc.), die Strahlungsbalance zwischen Atmosphäre und Weltraum zu ändern. Sie ist somit ein Indikator für den Beitrag eines Faktors zur Klimaänderung. Ausgedrückt wird Radiative Forcing in Watt pro Quadratmeter W/m 2.

18 18 Geologische CO 2 -Speicherung In der folgenden Übersichtstabelle werden die zentralen treibhausrelevanten Parameter der vier wichtigsten Treibhausgase zusammengefasst (Tabelle 1-1): Tabelle 1-1: Parameter der vier entscheidenden Treibhausgase 9 Treibhausgas Vorindustrieller Wert (1750) Konzentration 1998 Änderungsrate pro Jahr Lebensdauer (Jahre) Anteil am Treibhauseffekt (%) CO ppm 365 ppm 1,5 ppm CH ppb ppb 7,0 ppb N 2 O 270 ppb 314 ppb 0,8 ppb FCKW (FCKW-11) ppt -1,4 ppt In ihrem TAR versuchen die Wissenschaftler des IPCC auch Prognosen für die Entwicklung des Klimas zu geben: Modellierungen des Kohlenstoffzyklus ergeben bis zum Jahr 2100 eine Zunahme der atmosphärischen Konzentration von CO 2 auf 540 bis 970 ppm (das entspricht einer Zunahme von 90 % bis 250 % im Vergleich zu der Konzentration von 280 ppm im Jahr 1750). Die Projektionen für die anderen Treibhausgase sind weniger präzise. Für CH 4 wird bis zum Jahr 2100 eine Veränderung der atmosphärischen Konzentration im Bereich von -190 ppb bis ppb errechnet (die derzeitige Konzentration beträgt ppb). Für N 2 0 wird eine Abnahme der Konzentration auf den Bereich zwischen +38 ppb und +144 ppb (derzeit 316 ppb) erwartet. Für die drei neuen Treibhausgase HFC, PFC und SF 6 wird eine große Bandbreite möglicher Entwicklungen angegeben. Die globale durchschnittliche Oberflächentemperatur soll im Zeitraum von 1990 bis 2100 um zwischen 1,4 C und 5,8 C ansteigen 10. Bei der Betrachtung einer kürzeren Zeitspanne wird mit einer künftigen Zunahme der durchschnittlichen Oberflächentemperatur um 0,1 C bis 0,2 C alle zehn Jahre gerechnet. Die Erwärmung wird global nicht gleichmäßig erfolgen. 9 Vgl. Latif (2003), Seite 90. ppt = parts per trillion; der Anteil am Treibhauseffekt bezieht sich auf die Relation der Gase untereinander; andere Treibhausgase, wie z.b. Wasserdampf, sind in der Aufstellung nicht berücksichtigt. Zum Einfluss kosmischer Einstrahlung siehe z.b. Rahmstorf et al. (2004). 10 Diese Werte übertreffen um ein deutliches Maß die Voraussagen des Second Assessment Reports des IPCC (SAR), in denen noch von einer Temperaturzunahme um 1,0 C bis 3,5 C im selben Zeitraum gesprochen wurde. Die nach oben hin revidierte Prognose für eine Temperatursteigerung spiegelt vor allem die nach unten hin revidierten Prognosen für die Zunahme der Schwefeldioxid-Emissionen.

19 Einleitung 19 Eine Veränderung der Niederschlagshäufigkeit und -menge wird erwartet ebenso eine Zunahme der Variabilität der jährlichen Niederschlagsmuster. Dabei sind unterschiedliche geografische Entwicklungen zu erwarten. Für die Vorhersage der Entwicklung extremer Wetterereignisse fehlen derzeit noch ausreichende Daten. Mit großer Sicherheit werden jedoch eine weltweite Zunahme der Maximaltemperaturen sowie eine Erhöhung der Minimumstemperaturen und eine Zunahme der Intensität von Niederschlägen vorausgesehen. In der nördlichen Hemisphäre wird ein weiteres Zurückgehen der Schneebedeckung sowie der Eisdecken auf Binnengewässern projiziert. Eiskappen und Gletscher werden weiter schrumpfen. Das globale durchschnittliche Meersniveau soll aufgrund der Ausdehnung der sich erwärmenden Wassermassen und als Folge des Abschmelzens des Eises von Gletschern und Eiskappen zwischen 1990 und 2100 um 0,09 m bis 0,88 m ansteigen. Die Effekte der erhöhten Treibhausgas-Konzentration in der Atmosphäre werden sich aber weit über das Jahr 2100 hinaus erstrecken, da die Emissionen der langlebigen Treibhausgase (CO 2, N 2 O, PFCs und SF 6 ) langfristig das Klima beeinflussen. So werden die Zunahme der durchschnittlichen globalen Oberflächentemperatur sowie der Anstieg des Meerwasserspiegels aufgrund thermaler Expansion noch hunderte Jahre nach einer Stabilisation der Treibhausgas-Konzentration in der Atmosphäre andauern. Dies lässt sich vor allem durch die sehr langsamen Adaptionsvorgänge der tiefen Wasserschichten der Ozeane erklären. Falls diese lang andauernde Erwärmung der Erdoberfläche und der Wasserkörper eintrifft, muss mit schwerwiegenden Folgeeffekten gerechnet werden. Das Abschmelzen der kontinentalen Eismassen wird auch nach der potenziellen Stabilisation der Klimaerwärmung anhalten. Klimamodelle projizieren ein komplettes Abschmelzen der Eismassen von Grönland bei einer lang andauernden Temperaturerhöhung (= mehrere tausend Jahre) um 3 C. Dies könnte zu einem Anstieg des Meeresniveaus um bis zu sieben Metern führen Wodurch werden Veränderungen des Klimas bewirkt? Die Änderung des Klimas ist an und für sich kein unnatürlicher Vorgang. Die Ursachen für die Änderung des Klimas können natürlichen Ursprungs sein (die Dynamiken des Klimasystems selbst, durch Änderungen der Strahlungsintensität der Sonne, Vulkanismus oder Schwankungen in der Geometrie des Erde-Sonne Systems) oder aber auf menschliche Eingriffe zurückgehen. Zu den anthropogenen Eingriffen zählen die Anreicherung der Erde mit treibhauswirksamen Gasen, die Zerstörung der Ozonschicht in der Stratosphäre oder die Veränderung der Oberflächenbeschaffenheit durch Änderung der Landnutzung. Mit Hilfe globaler Zirkulationsmodelle versucht man, die vom Menschen gemachten Klimaeffekte von den natürlichen zu trennen. Nach den derzeit anerkannten Hypothesen des IPCC ergibt dies, dass ohne die menschlichen Aktivitäten die globale Temperatur heute um 1 C niedriger läge 11. Anhand dieser Zirkulationsmodelle wird auch versucht, die relative Bedeutung der einzelnen Einflussgrößen festzustellen. Den größten Beitrag zur Erwärmung liefert mit über 2 W/m 2 die gestiegene Konzentration der Treibhausgase, wobei auf Kohlendioxid die Hälfte entfällt und 11 Vgl. Formayer et al. (2001)

20 20 Geologische CO 2 -Speicherung Methan für ein Viertel verantwortlich ist. Ähnlich wirksam wie Methan wird die Zunahme des bodennahen Ozons gesehen, während der Abbau des Ozons in der Stratosphäre zu einer leichten Abkühlung führt. Aerosole können sowohl erwärmend wie auch der Erwärmung entgegenwirkend sein, wobei vor allem diese indirekten Effekte wie z.b. Wolkenbildung großen Unsicherheiten ausgesetzt sind Ergebnisse österreichischer Klimaszenarien Nach einer Studie des Instituts für Meteorologie können in Österreich Temperaturerhöhungen von 2 C bis 3,5 C bis zum Jahr 2035 erwartet werden 12. Aus den Entwicklungen während der letzten 150 Jahre wird versucht, die Folgen der Klimaänderung für Österreich zu extrapolieren. Diese könnte folgende Ausprägungen umfassen: Rückgang der Gletscher und Permafrostgebiete Bei der ersten Gletscherinventur 1969 gab es in Österreich rund 500 km 2 vergletscherte Flächen, diese umfassten damals nur mehr die Hälfte der Fläche, die beim letzten großen Gletschervorstoß in der Mitte des 19. Jahrhunderts vergletschert war. Bei der Gletscherinventur 1969 lag die Höhe der Gleichgewichtslinie in Österreich bei m. Anbetracht des oben zitierten Szenarios würde dies bedeuten, dass im Jahr 2035 die Gleichgewichtslinie bei rund m und im Jahr 2100 bei rund m liegen wird. Dies hätte für die meisten ostalpinen Gletscher aufgrund ihrer niedrigen Lage letale Folgen. Der Rückgang oder das Verschwinden der alpinen Gletscher stellt nicht nur einen ästhetischen Verlust dar, da Gletscher darüber hinaus eine wichtige Rolle im Abflussverhalten der Flüsse im alpinen Einzugsgebiet spielen und loses Gesteinsmaterial fixieren. Wo sich Gletscher zurückziehen und gefrorener Boden auftaut wächst die Gefahr von Murenabgängen 13. Besonders dramatisch werden die Veränderungen in seenahen und arktischen Regionen erwartet. Die Eisfläche im arktischen Ozean hat in den vergangenen 30 Jahren um km 2 abgenommen 14. In den vergangenen 50 Jahren ist die durchschnittliche Jahrestemperatur in Alaska und Sibirien um 2 C 3 C gestiegen. In den vergangenen 20 Jahren ist der Pegel der Ozeane um fast 8 cm gestiegen. Sollten die Temperaturen in den nächsten Jahrhunderte um 3 C 6 C anziehen, wird der Eissockel in Grönland komplett schmelzen und der Wasserspiegel um 7 m steigen. Auch im Südpolargebiet und in China schmelzen die Gletscher immer schneller. Antarktis- Gletscher tauen doppelt so rasch wie noch im Jahr In China (Himalaya) ist die Eismasse der Gletscher in den vergangenen vier Jahrzehnten um 7 % zurückgegangen. China hat die Hälfte aller Gletscher in Asien und weltweit einen Anteil von 15 %. Die Fläche der chinesischen Gletscher hat über vier Jahrzehnte um 5,5 % abgenommen. Bis zum Jahr 2050 könnten demnach 64 % der chinesischen Gletscher weggetaut sein. Bei der jetzigen alarmierenden Geschwindigkeit wären 2100 sämtliche Gletscher verschwunden Vgl. Formayer et al. (2001) 13 Vgl. Formayer et al. (2001) 14 Vgl. Hassol (2004), Arctic Climate Impact Assessment 15 Vgl. Der Standard, 23. September 2004