CO 2 -TRANSPORTINFRASTRUKTUR IN DEUTSCHLAND NOTWENDIGKEIT UND RAHMENBEDINGUNGEN BIS 2050

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1 CO 2 -TRANSPORTINFRASTRUKTUR IN DEUTSCHLAND NOTWENDIGKEIT UND RAHMENBEDINGUNGEN BIS 2050

2 Groningen, 11. Juli 2014 Luuk Buit Wim Mallon Paula Schulze Semere Solomon Foto Gerard Stienstra Kontakt: Gutachter KEMA Nederland B.V. Energieweg 17 NL Groningen Autor:Luuk Buit Auftraggeber IZ Klima Informationszentrum für CO 2 -Technologien e.v. Berliner Freiheit 2 D Berlin Verfasser: Luuk Buit 129 Seiten 1 Annex überprüft von mehreren Gutachtern Copyright 2014, KEMA Nederland B.V., Groningen, Niederlande. Alle Rechte vorbehalten. Änderungen jeglicher Version dieses Dokuments in gleich welcher Weise, einschließlich, ohne darauf begrenzt zu sein, seiner Trennung in einzelne Teile, sind untersagt. Im Falle einer Widersprüchlichkeit zwischen der elektronischen Version (z.b. PDF-Datei) und der ursprünglichen Printausgabe von KEMA ist Letztere maßgeblich. KEMA Nederland B.V. und/oder mit ihr verbundene Unternehmen übernehmen keinerlei Haftung weder für direkten oder aus der Unfähigkeit, die in diesem Dokument enthaltenen Informationen oder Daten zu verwenden, entstehen sollten. Der Inhalt dieses Berichts darf Dritten nur in seiner Gesamtheit und mit dem Hinweis auf das Urheberrecht, auf das Verbot von Veränderungen, die Gültigkeit elektronischer Versionen und den Haftungsausschluss überlassen werden, sofern nichts anderes vereinbart ist. KEMA Nederland B.V. Energieweg AN Groningen P.O. Box CA Groningen The Netherlands T F Registiert Arnheim

3 ZUSAMMENFASSUNG Hintergrund und Ziel der Studie Mit ihrem Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung hat die Bundesregierung 2010 ehrgeizige Reduktionsziele festgelegt. Bis 2050 ist eine Senkung der CO 2 -Emissionen um mindestens 80 Prozent im Vergleich zum Jahr 1990 vorgesehen. Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien wurde ein erster Schritt hin zu einer emissionsarmen Energieversorgung gemacht. Zugleich zeigt sich aber auch, dass zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit auch in Zukunft die Nutzung fossiler Energieträger notwendig sein wird. Die CCS-Technologie die Abtrennung, der Transport und die Speicherung von CO 2 kann vor diesem Hintergrund einen elementaren Beitrag zur nachhaltigen Emissionsreduktion in der Energiebranche wie auch in der Industrie leisten. Notwendige Bedingung für eine Etablierung der CCS-Technologie in Deutschland ist eine intelligente CO 2 -Transportinfrastruktur. Vor dem Hintergrund der gesellschaftlichen Debatte in Deutschland erscheint eine landseitige Speicherung von CO 2 unwahrscheinlich. Das Potenzial der Offshore- Speicherung gilt es jedoch zu nutzen, sollen die Klimaziele erreicht werden. Die Ausgestaltung einer CO 2 -Transportinfrastruktur wurde bisher jedoch nur marginal betrachtet. Die vorliegende Studie widmet sich deshalb der Frage, welche technischen, rechtlichen und wirtschaftlichen Anforderungen beim Aufbau einer effizienten CO 2 -Infrastruktur in Deutschland zu berücksichtigen sind. Im Auftrag des IZ Klima Informationszentrum für CO 2 -Technologien e.v. hat DNV KEMA (jetzt DNV GL) zur Beantwortung dieser Fragestellung untersucht, - wie sich die CO 2 -Emissionen in Deutschland bis zum Jahr 2050 unter den Rahmenbedingungen des Energiekonzepts der Bundesregierung entwickeln werden, - welche Kapazität einer CO 2 -Infrastruktur für den Transport der nötigen CO 2 -Mengen zu Offshore-Speicherstätten notwendig ist und welche Transportoptionen hierfür in Betracht kommen, - welche regulatorischen Anforderungen erforderlich sind, um Anreize für mögliche Geschäftsmodelle für den zukünftigen CO 2 -Transport zu setzen und - wie sich Zeitplan und Kosten des Aufbaus einer Transportinfrastruktur darstellen lassen. Zentrale Ergebnisse Die Erreichung der Emissionsziele erfordert eine jährliche CO 2 -Abscheidung und -Speicherung von 60 Millionen Tonnen im Jahr Um die erforderliche Kapazität der CO 2 -Infrastruktur in Deutschland zu bestimmen, wird in einem ersten Schritt die notwendige CO 2 -Menge ermittelt, die im Zeitraum bis 2050 in Deutschland abgeschieden werden muss, um die Klimaschutzziele der Bundesregierung erreichen zu können. Die Analyse, die sich auf die großen Emissionsquellen der Stromerzeugung und der Industrie mit mindestens 0,5 Millionen Tonnen CO 2 -Emissionen pro Jahr konzentriert, zeigt: Bei Berücksichtigung aller Ziele zur -3-

4 Emissionsreduzierung und zur Nutzung erneuerbarer Energien müsste die CCS-Technologie im Jahr 2030 mit 30Mt/a CO 2 (Millionen Tonnen pro Jahr) zu den Reduktionszielen beitragen. Betrachtet man den Zeitraum bis zum Jahr 2050 erhöht sich der Anteil des abgeschiedenen und zu transportierenden CO 2 auf 60 Mt/a, um die Emissionsreduktionsziele zu erreichen CO 2 -Mengen (Mt/a) Jahr Abbildung 1 Bis 2050 abzuscheidende und zu transportierende CO 2 -Mengen unter Berücksichtigung der Ziele des Energiekonzepts der Bundesregierung. Dabei zeigen die Ergebnisse des europäischen Geocapacity-Projekts, dass die notwendigen abzuscheidenden CO 2 -Mengen für Deutschland allein in den salinaren Aquiferen im Bereich der deutschen Nordsee über einen Zeitraum von mindestens 50 bis 100 Jahren gespeichert werden können. Es ist ausreichend Speicherkapazität vorhanden. Die Auslastung der CO 2 -Infrastruktur folgt einer fluktuierenden Einspeisung der erneuerbaren Energien. Die Ausgestaltung einer intelligenten CO 2 -Transportinfrastruktur ist stark von der Zusammensetzung des eingespeisten CO 2 abhängig, das je nach Emissionsquelle variieren kann. Diese Schwankungen können sich nachteilig auf den Energieverbrauch oder die nutzbare Kapazität der CO 2 - Transportinfrastruktur und der CO 2 -Speicher auswirken. Um die Vielfalt der CO 2 -Quellen und der Einspeiseprofile an der Schnittstelle mit der Infrastruktur des CO 2 -Transports abzubilden, wurden im Rahmen der Studie drei Cluster definiert. Diese bilden realistische Szenarien der unterschiedlichen Eigenschaften der großen deutschen Emittenten in der Stromwirtschaft und der Industrie ab: 1. eine hohe Konzentration von Quellen in der Industrie und Stromwirtschaft, 2. eine ausschließlich zentralisierte Stromerzeugung, 3. verstreute industrielle Quellen und Kraftwerke. Die Studie zeigt, dass ein Cluster mit unterschiedlichen CO 2 -Quellen eine gleichmäßigere CO 2 -Einspeisung mit geringeren Schwankungen in Durchfluss und Zusammensetzung und damit eine höhere Auslastung der Infrastruktur gewährleistet. -4-

5 Gleichzeitig wird die Auslastungsrate der CO 2 -Transportinfrastruktur von der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien beeinflusst. Da der Strom aus Erneuerbaren nur fluktuierend und unregelmäßig ins Netz eingespeist wird, müssen diese Schwankungen auf absehbare Zeit durch fossil gefeuerte Kraftwerke, die zumindest teilweise mit CCS ausgestattet werden müssen, ausgeglichen werden. Ist das CCS-Transportsystem für maximale CO 2 -Einspeisemengen ausgelegt, wird es aufgrund starker Einspeiseschwankungen jedoch die meiste Zeit unterhalb der maximalen Kapazität betrieben. Die Berechnungen zeigen, dass die Auslastungsraten der CO 2 -Infrastruktur zwischen 60 und 80 Prozent liegen würden. Weitergehende wirtschaftliche Betrachtungen müssten hier das Optimum zwischen 100 Prozent Auslastung der Transportinfrastruktur und 100 Prozent Einspeisung abgetrennter CO 2 - Mengen finden. Ein Vergleich der Transportoptionen zeigt Vor- und Nachteile des Pipeline- und des Schiffstransports Für den CO 2 -Transport stehen zwei technisch geeignete Transportoptionen zur Verfügung: Pipelines und Schiffstransport. Beide Optionen werden untersucht und im Hinblick auf ihre technischen Eigenschaften, Größenordnung und Kosten verglichen. Der CO 2 -Transport per Pipeline ist ein ausgereiftes Verfahren, bei dem auf jahrzehntelange, weltweite Erfahrungen zurückgegriffen werden kann. Auch der Schiffstransport von CO 2 ist eine bereits vorhandene Technologie, die allerdings bislang nur für relativ geringe Mengen Anwendung findet. Um den Investitionsaufwand zu ermitteln, wird eine indikative Kapitalkostenschätzung bis zum Jahr 2050 sowohl für eine Pipeline- als auch für eine Schiffstransportinfrastruktur durchgeführt. Der Investitionsaufwand der Pipelineinfrastruktur und für den Schiffstransport wird auf jeweils insgesamt ca. vier Milliarden Euro bis 2050 veranschlagt. Dabei wird davon ausgegangen, dass die Pipelineinfrastruktur aus jeweils 50 km langen Sammelleitungen sowie landseitigen Pipelines mit einer Länge von 350 km und seeseitigen Pipelines mit einer Länge von 100 km besteht. Die Infrastruktur für den Schiffstransport besteht dagegen aus 50 km langen Verbindungsleitungen, Verflüssigungsterminals, rund 110 Binnenschiffen und rund 16 Offshore-Tankern. Tabelle 1 Investitionsplan für eine CO 2 -Transportinfrastruktur: Pipeline- und Schiffstransport Investitionszeitraum Investitionsaufwand (Milliarden ) Pipelines Onshore und Offshore Binnenschiffe und Offshore-Tanker Heute ,0 2, ,9 0, ,2 1,4 Gesamt 4,1 4,2 Der Zeitplan zum Aufbau einer CO 2 -Transportinfrastruktur unterstreicht, dass jetzt die Weichen gestellt werden müssen, um die Klimaschutzziele noch zu erreichen. Planung und Finanzierung sind im Hinblick auf den Zeitplan der CO 2 -Emissionsminderung besondere Hürden. Unabhängig von den Transportoptionen (Pipeline oder Schiffstransport) erfordert die Implementierung einer intelligenten CO 2 -Transportinfrastruktur einen zeitlichen Vorlauf von mindestens fünf Jahren. Darüber hinaus wird die großtechnische Implementierung des CO 2 -Transports über De- -5-

6 monstrationsprojekte abgesichert werden müssen. Dies wird ebenfalls einige Jahre in Anspruch nehmen. Die Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren kann den notwendigen zeitlichen Vorlauf zusätzlich verlängern, so dass insgesamt durchaus etwa zehn oder mehr Jahre bis zur Inbetriebnahme der Infrastruktur vergehen können. Nach einer erfolgreichen großtechnischen Demonstration ab etwa 2020 ist die CO 2 -Einspeisung erster kommerzieller Anlagen derzeit nicht vor 2025 zu erwarten eine übergreifende Einführung wird nicht vor 2030 möglich sein. Die Bereitstellung der nötigen Infrastruktur für die breite kommerzielle Anwendung von CCS muss schon heute in die Wege geleitet werden, um die Klimaschutzziele nicht gänzlich zu verfehlen. Die langfristigen Ziele ab 2030 können damit noch erreicht werden. Dies verlangt aber eine sorgfältige Planung, politische Kraftanstrengungen, eine gesicherte Finanzierung und ein breites öffentliches Engagement. Handlungsableitungen für die Politik Der Einsatz der CCS-Technologie kann im Rahmen eines Portfolios CO 2 -armer Technologien einen wichtigen Beitrag leisten um die ambitionierten Klimaschutzziele bis 2050 in Deutschland zu erreichen. Dabei ist die technische Realisierbarkeit des CO 2 -Transports nicht der begrenzende Faktor. Vielmehr müssen zeitnah die nötigen Rahmenbedingungen geschaffen werden, um Planungs- und Finanzierungssicherheit für Investitionen zu schaffen. Derzeit besteht kein direkter wirtschaftlicher Anreiz für den Aufbau der nötigen Infrastruktur. Der Politik kommt dabei eine wichtige Funktion zu, die richtigen Anreize zu setzen. Im wahrscheinlichen Fall eines Transportmonopols wird es die Aufgabe der staatlichen Regulierung sein, die Spielregeln einschließlich des Zugangs Dritter zur Infrastruktur zu definieren. Die angestrebte CO 2 -Emissionsminderung muss langfristig im Wettbewerb der CO 2 -armen Technologien ohne Markteingriffe allein durch den Emissionshandel gesteuert werden. In einer Übergangsphase sind Fördermaßnahmen für Demonstrationsanlagen und die Infrastruktur für Transport und Speicherung von CO 2 erforderlich. Gleichzeitig muss die politische Regulierung auf nationaler und internationaler Ebene angepasst werden. So sollte der CO 2 -Transport per Schiff in das deutsche CCS-Gesetz einbezogen werden, um diese als grundsätzliche Option offenzuhalten und nicht eine Entscheidung für eine konkrete Transportoption politisch auszuschließen. Zudem müssen im CCS- Gesetz die Möglichkeiten für den Transport und die Speicherung von CO 2 in einem Umfang von mehreren 10 Mt/a geschaffen werden. Auf internationaler Ebene empfiehlt sich ein Eintreten für die Ratifizierung des Londoner Protokolls 1 von 1996 durch alle Vertragspartner. Daneben sollte der grenzüberschreitende CO 2 -Transport durch bilaterale und multilaterale Abkommen realisiert werden. Die EU- CCS-Richtlinie bietet hierzu den notwendigen Rahmen. 1 Ergänzung zur internationalen Vereinbarung aus dem Jahr 1972 über die Verhütung der Meeresverschmutzung durch das Einbringen von Abfällen und anderen Stoffen durch eine Ausnahmeregelung für die dauerhafte Einbringung von CO 2 aus industriellen Prozessen in geologische Schichten des Meeresuntergrunds. -6-

7 INHALT Seite Zusammenfassung Einleitung Ziele der Studie Rahmen dieser Studie Lesehinweise Annahmen und Rahmenbedingungen Allgemeine Überlegungen und Annahmen Wesentliche Annahmen und Systemgrenzen Annahmen zu CO 2 -Quellen und -Abscheidung Annahmen zum CO 2 -Transport Annahmen zur CO 2 -Speicherung Rahmenbedingungen zur CO 2 -Quelle Art der Quellen und Abscheidungstechniken Mischung von CO 2 -Strömen aus unterschiedlichen Quellen Einfluss betrieblicher Dynamik und erneuerbarer Energien (EE) Rahmenbedingungen für den Transport Rahmenbedingungen für die Speicherung Speicherbedingungen Einleitungsbeschränkungen Nebenbestandteile CO 2 -Reduzierung und CCS in Deutschland bis Allgemeine Annahmen bezüglich deutscher CO 2 -Emissionen bis CO 2 -Emissionsziele bis Die Rolle von CCS im Hinblick auf das Erreichen der Reduktionsziele Szenario für die CCS-Technik im Jahr Erkenntnisse über CO 2 -Emissionen und das CCS-Potenzial in Deutschland Dimensionierung einer CO 2 -Transportinfrastruktur Ansatz CO 2 -Quellen und Abscheidungstechniken Betriebsweise der Punktquelle und regenerative Stromerzeugung Clusterbildung von Punktquellen Cluster I Hohe Konzentration von Quellen der Industrie und Stromwirtschaft Cluster II Ausschließlich zentralisierte Stromerzeugung Cluster III Verstreute industrielle Quellen und Kraftwerke Analyse des zum Transport zur Verfügung stehenden CO Ergebnisse: Schwankungen in der CO 2 -Einspeisung Ergebnisse: Schwankungen in der CO 2 -Konzentration Sensitivitätsanalyse der jährlich abgeschiedenen CO 2 -Mengen

8 4.6 Vergleich von Clustern und Schlussfolgerungen Technische Anforderungen an die CO 2 -Infrastruktur CO 2 -Hauptkenndaten für den Transport Transportarten Streckenführung und die Kombination von Transportarten Zusammensetzung des transportierten CO Thermodynamisches Verhalten Korrosionsverhinderung Überlegungen zu Gesundheit, Sicherheit und Umwelt Mischen unterschiedlicher CO 2 -Ströme Erkenntnisse über die technischen Anforderungen einer CO 2 -Transportinfrastruktur Transport per Pipeline Komponenten einer Pipeline-Infrastruktur Sammelnetzwerk Verdichter Onshore-Pipeline Kapazität Material Geografische Herausforderungen Booster Übergabestation Offshore-Pipeline Betrieb Betriebsphilosophie Betriebliche Aspekte Abnahme Füllen der Pipeline Endgültige Druckbeaufschlagung Befüllen und Ausblasen der Stationen Anlaufverfahren Standby/Leerlauf Komplettabschaltung Störfälle Ausblasen Kettenbetrieb Steuerung und Überwachung Überblick Erkenntnisse über den CO 2 -Transport per Pipeline Transport per Schiff Elemente eines CO 2 -Transportsystems per Schiff Sammelnetzwerk Verflüssigungs- und Aufbereitungsanlage Zwischenlager für verflüssigtes CO

9 7.1.4 Schiffsverladeeinrichtungen Binnenschiffe Terminal und Verladeanlagen für CO 2 -Tanker CO 2 -Tanker Offshore-Verbringung und Injektionsanlagen Zusammenfassung des CO 2 -Transports per Schiff Entwicklung einer CO 2 -Infrastruktur bis Infrastruktur für den Ferntransport per Pipeline und zeitliche Entwicklung CO 2 -Transport per Schiff von den Clustern zur Speicherstätte Zwischenspeicherung Erforderliche Flottengröße für den Transport mit Binnenschiffen Zahl der CO 2 -Tanker Größe des Terminals Transportinfrastruktur Schlussfolgerungen und Anforderungen Größe des Netzes für den Transport per Schiff Transportkosten Allgemeine Schlussfolgerungen zur CO 2 -Infrastruktur Geschäftsmodelle für eine CO 2 -Transportinfrastruktur Ansatz Beispiele und Begriffsbestimmungen Definition von Geschäftsmodellen für den CO 2 -Transport Beispiele von Geschäftsmodellen Hintergrundliteratur zu Geschäftsmodellen für den CO 2 -Transport Aktueller Entwicklungsstatus der CCS-Technik gemäß der Literatur Geschäftsmodelle für den Sektor des CO 2 -Transports aus der Literatur Zwei mögliche Geschäftsmodelle Finanzierung der CO 2 -Transportinfrastruktur Regulierende Rolle des Staates Beispiel des Aufbaus einer CO 2 -Infrastruktur Zero Emission Platform Zwei weitere Geschäftsmodelle Workshop zu Geschäftsmodellen für den CO 2 -Transport Akteure und ihre Rolle Kosten und Risiken der wichtigsten Akteure Wichtigste Erkenntnisse des Workshops Die wichtigsten Erkenntnisse über Geschäftsmodelle Regulierung Regulatorische Anforderungen Aktueller Rechtsstatus von CO 2 und CO 2 -Transport in Deutschland Identifizierte Regulierungsfragen Genehmigung Grenzüberschreitender Transport Eigentumsübertragung

10 Haftung Preisgestaltung und der Zugang zur CO 2 -Transportinfrastruktur Erkenntnisse und Empfehlungen für eine CO 2 -Transportinfrastruktur Schlussfolgerungen CO 2 -Emissionen und das CCS-Potenzial in Deutschland Infrastrukturanforderungen für Cluster Allgemeine technische Anforderungen einer CO 2 -Transportinfrastruktur Anforderungen für den CO 2 -Transport per Pipeline Anforderungen für den CO 2 -Transport per Schiff Allgemeine Schlussfolgerungen zur CO 2 -Infrastruktur Geschäftsmodelle Regulierung CCS-Realisierungsweg Literaturverzeichnis Anhang A Hintergrund des Szenarios für die CO 2 -Infrastruktur in Deutschland im Jahr 2050 (TopDown)

11 1 EINLEITUNG Das IZ Klima - Informationszentrum für CO 2 -Technologien e.v. hat DNV KEMA mit der Anfertigung dieser Studie über die für den CO 2 -Transport von Quellen in Deutschland zu Offshore-Speicherstätten in der Nordsee benötigte Infrastruktur beauftragt. Die folgenden Unterkapitel behandeln Ziel, Umfang und allgemeine Voraussetzungen dieser Studie. Lesehinweise finden Sie am Ende des Kapitels. 1.1 Ziele der Studie IZ Klima engagiert sich für die Verbreitung von Informationen über die Chancen und Potenziale der CO 2 -Technologien und insbesondere über die CO 2 -Abscheidung und -Speicherung (CCS) und möchte seine Mitglieder, deutsche Energie- und Stromversorger, energieintensive Unternehmen und Anlagenhersteller, sowie die deutsche Bundesregierung, die interessierte Öffentlichkeit, die Medien und das Fachpublikum auf die Einführung von CO 2 -Technologien in Deutschland vorbereiten. Mit dieser Studie sollen die Anforderungen für den Aufbau einer CO 2 -Infrastruktur in Deutschland bis zum Jahr 2050 skizziert werden. Ziel der Studie ist es, eine technikbasierte Analyse von CO 2 -Transportoptionen auf der Grundlage des aktuellen Stands der CCS-Technik durchzuführen. Dabei werden rechtliche und betriebswirtschaftliche Faktoren, die bis 2050 eine CO 2 -Infrastruktur in Deutschland ermöglichen können, berücksichtigt. Grundlage der Berechnungen sind die im Energiekonzept der Bundesregierung 2010 und im Leitpapier Energiewende 2011 (BMWi und BMU, 2011) beschriebenen Reduktionspfade der CO 2 - Emissionen sowie die dort genannten Ausbauziele für erneuerbare Energien und Effizienzsteigerungen in Deutschland. 1.2 Rahmen dieser Studie Das zentrale Thema dieser Studie ist der CO 2 -Transport. Zur Berechnung von zu speichernden CO 2 - Mengen werden nur die größeren deutschen Punktquellen > 0,5 Mt/a CO 2 herangezogen. Für die Speicherung von CO 2 wird als Offshore-Speicherung unter der Nordsee angenommen. CO 2 -Abscheidung, -Transport und -Speicherung umfassen eine Reihe von Aktivitäten, die stark miteinander verknüpft sind. Die folgende Abbildung enthält ein allgemeines Schema mit den verschiedenen Aspekten, die in den einzelnen Gliedern der CCS-Kette von Bedeutung sind. Obwohl der CO 2 - Transport nur eines der Elemente der CCS-Kette darstellt, ist er sehr wichtig, da die notwendige Infrastruktur sich über Hunderte von Kilometern erstreckt und die CO 2 -Quellen mit den CO 2 - Speicherstätten verbindet. Diese Studie konzentriert sich auf die für Deutschland benötigte Transportinfrastruktur. Um eine fundierte Bewertung der Anforderungen an die Transportinfrastruktur zu gewährleisten, wird die gesamte CCS-Kette betrachtet, einschließlich der Quelle, der Abscheidungs- und Verdichtungstechniken, der -11-

12 Transportinfrastruktur und der Speicheranlagen, da diese Faktoren maßgeblichen Einfluss auf die Ausgestaltung des Infrastrukturbedarfs ausüben. Abbildung 2 zeigt diese Schnittstellen. Abbildung 2 CO 2 -Transport als Glied einer Kette von CO 2 -Abscheidung, -Aufbereitung, -Transport und -Speicherung mit Systemgrenzen des Transportbereichs. Die Quelle kann auch eine Industrieanlage sein. 1.3 Lesehinweise Diese Studie kombiniert verschiedene Analysen für die Ermittlung einer möglichen CO 2 - Transportinfrastruktur, die den Zielen des Energiekonzepts entspricht. Das Verfahren zur Ermittlung der Merkmale einer CO 2 -Transportinfrastruktur für Deutschland ist in Abbildung 3 dargestellt. Abbildung 3 Verfahren zur Ermittlung der Merkmale einer CO 2 -Transportinfrastruktur unter den Randbedingungen des Energiekonzepts. -12-

13 In Abbildung 4 ist die Struktur der gesamten Studie dargestellt. Energiekonzept Bundesregierung Beteiligte Wirtschaftliches Verhalten Entwicklung möglicher Geschäftsmodelle für CO 2 - Transport Heutige Regulierung Analyse der Regulierungsanforderungen Erörterung der Machbarkeit des CO 2 - Transports in Deutschland Schlussfolgerungen Optionen für die benötigte CO 2 -Transportinfrastruktur Abbildung 4 Struktur der gesamten Studie. Die Details der Transportinfrastruktur, in Kombination mit den Vorgaben des Geschäftsmodells und den gesetzlichen Anforderungen, ermöglichen Schlussfolgerungen über die Realisierbarkeit des CO 2 - Transports in Deutschland. Die Studie betrachtet Deutschland für den Zeitraum bis 2050 und ist wie folgt gegliedert: - Kapitel 2 beschreibt den Umfang, die zentralen Annahmen und die Rahmenbedingungen. - Kapitel 3 konzentriert sich auf den Umfang des Beitrags, den CCS zu den deutschen Emissionsreduktionszielen leisten soll. - In Kapitel 4 werden Größe und Auslegung einer für ein allgemeines Clustermodell von CO 2 - Quellen benötigten CO 2 -Infrastruktur besprochen. - Kapitel 5 behandelt die für Deutschland geltenden technischen Anforderungen an die Infrastruktur des CO 2 -Transports per Schiff und Pipeline. - In Kapitel 6 werden die spezifischen Anforderungen sowie die technischen Voraussetzungen an ein Pipeline-Transportnetz diskutiert. - Kapitel 7 ist den Infrastrukturanforderungen für einen CO 2 -Transport per Schiff gewidmet. - In Kapitel 8 werden die Voraussetzungen für den Aufbau einer umfassenden CO 2 - Transportinfrastrukturauf der Grundlage des in Kapitel 3 ermittelten CO 2 -Mengengerüsts und der zuvor beschriebenen Eigenschaften und Anforderungen bestimmt und indikative Schätzungen der Kosten des CO 2 -Transportnetzes abgegeben. - In Kapitel 9 werden die Eigenschaften möglicher Geschäftsmodelle für den CO 2 -Transport diskutiert. - Kapitel 10 beschreibt die gesetzlichen Anforderungen für die großtechnische Umsetzung von einem CO 2 -Transport in Deutschland. -13-

14 - Kapitel 11 fasst die Schlussfolgerungen der Studie zusammen und kommentiert den möglichen Verlauf der Implementierung der Infrastruktur. -14-

15 2 ANNAHMEN UND RAHMENBEDINGUNGEN In diesem Kapitel werden die Überlegungen und Voraussetzungen, die den Umfang dieser Studie definieren und im Laufe der Arbeiten Anwendung fanden, diskutiert. In Unterkapitel 2.1 werden zuerst allgemeine Überlegungen diskutiert. Die Schnittstellen der Transportinfrastruktur werden in Unterkapitel 2.2 definiert. In Unterkapitel 2.3 bis 2.5 werden die wesentlichen Einflüsse der Abscheidung und Speicherung auf die CO 2 -Transportinfrastruktur besprochen. 2.1 Allgemeine Überlegungen und Annahmen Bei der Betrachtung der CO 2 -Transportinfrastruktur in Deutschland werden viele Aspekte und Details der Entwicklung und Realisierung der Infrastruktur in politischen Entscheidungsprozessen, in Aufsichtsbehörden und in der Industrie und Energiewirtschaft definiert. Dabei finden die insbesondere in Deutschland derzeit für CCS geltenden Rechtsvorschriften, Regeln und Standards, sofern nicht anders angegeben, Berücksichtigung. Diese Studie konzentriert sich zunächst unter Berücksichtigung bestimmter Voraussetzungen und Rahmenbedingungen auf die technischen Aspekte der CO 2 -Infrastruktur. Sie werden in den folgenden Unterkapiteln behandelt. Darüber hinaus werden in dem Bericht über eine Optimierung der Transportinfrastruktur, beispielsweise bei der Besprechung technischer Alternativen, gegebenenfalls zugrunde gelegte alternative Voraussetzungen explizit genannt. Nach Darlegung der wichtigsten Überlegungen und Voraussetzungen kann eine gezielte Analyse durchgeführt werden, wobei der weiteren Evaluation und Diskussion von Alternativen, die von den Voraussetzungen und Bedingungen abweichen können, Raum gelassen wird. Der aktuelle Stand der Technik bildet die Grundlage für alle technischen Annahmen und gilt sowohl für aktuelle als auch für zukünftige Anwendungen. So werden beispielsweise die aktuellen State-of-the-art -Wirkungsgrade der Stromerzeugung und Anlagengrößen für den gesamten Zeitraum bis 2050 zugrunde gelegt. Die Ausgangspunkte für die Quantifizierung der Emissionen bis zum Jahr 2050 und den Bedarf an CCS in Deutschland stammen aus dem Energiekonzept der Bundesregierung 2010 und dem Papier Energiewende 2011 der Bundesregierung (BMWi und BMU, 2011). Einige zusätzliche Voraussetzungen werden in Kapitel 3 beschrieben. Diese Studie fokussiert sich auf große Quellen mit über 0,5 Mt/a CO 2 -Emissionen und Offshore- Speicher für die dauerhafte unterirdische CO 2 -Speicherung und den damit zusammenhängenden CO 2 -Transport. Landseitige Speicherstätten werden nicht betrachtet. Um das Systemverhalten der Infrastruktur analysieren zu können, werden hypothetische Darstellungen von Quellen- und Speicher-Clustern entwickelt, die in Kapitel 4 näher beschrieben werden. Die Annahmen dazu sind im Bericht näher ausgeführt. -15-

16 2.2 Wesentliche Annahmen und Systemgrenzen Die Systemgrenzen für den CO 2 -Transport werden durch die physikalischen Schnittstellen mit der CO 2 -Quelle und Speicherstätte definiert. Die CO 2 -Verdichtung an der Quelle liegt im Rahmen der Studie nicht innerhalb der Systemgrenzen des CO 2 -Transports. An der Speicherstätte wird das Transportsystem durch die physikalische Schnittstelle mit oberirdischer Speicherinfrastruktur begrenzt. Einfluss der CO 2 -Quelle + Abscheidung Verdichtung CO 2 -Transportinfrastruktur Einfluss der CO 2 - Speicherung Grenzbedingungen für den Transport Abbildung 5 Einfluss der CO 2 -Quelle und -Speicherung auf die beiden Schnittstellen mit der CO 2 -Infrastruktur und der Einfluss der Rahmenbedingungen auf den Transport. Die folgende Tabelle enthält die Beschreibung der Nahtstellen zwischen Abscheidung und Transport und der Schnittstelle zwischen Transport und Speicherung: Tabelle 2 Beschreibung der zugrunde gelegten Schnittstellen der CCS- Transportinfrastruktur Schnittstelle mit CO 2-Abscheidung Schnittstelle mit CO 2-Speicherung Physischer Standort Am Anschluss an die CO 2-Transport-Pipeline nach der CO 2-Verdichtung Am Übergang zum Speichergelände Zustand Flüssig- oder dichte Phase Flüssig- oder dichte Phase Druck Temperatur Chemische Zusammensetzung Abhängig von Transportart, auf dem für Transport und Lagerung benötigten Niveau Abhängig von Transportart, auf dem für Transport und Lagerung benötigten Niveau Abhängig vom zulässigen Grad von Nebenbestandteilen im Transportsystem Nicht spezifiziert, speicherspezifisch Nicht spezifiziert, speicherspezifisch Nicht spezifiziert, speicherspezifisch Im ersten Teil unserer Analyse (Kapitel 3) wird die CCS-Kette durch die Beschränkung auf die Schnittstellen des Transports mit der Abscheidung und Speicherung vereinfacht dargestellt. -16-

17 2.2.1 Annahmen zu CO 2 -Quellen und -Abscheidung Auslegung und Betrieb der CO 2 -Infrastruktur werden von den spezifischen Bedingungen und Schwankungen des CO 2 -Flusses der Quellen und der angewandten Abscheidetechnik beeinflusst, die Auswirkungen auf die Gesamtmenge und den jeweils zum Transport verfügbaren CO 2 -Strom sowie auf dynamische Schwankungen im CO 2 -Strom und die Zusammensetzung des CO 2 haben. Die Ziele und Annahmen des Energiekonzepts 2010 und des Papiers Energiewende 2011 werden zur Bestimmung der zum Transport bis 2050 und die dazwischen liegenden Jahre 2030 und 2040 verfügbaren CO 2 -Mengen verwendet. Die Ziele für 2020 werden in diesem Bericht nicht betrachtet, da mit einer breiten kommerziellen Anwendung der CCS-Technik nicht vor 2030 zu rechnen ist. Zur Ermittlung der Größe und Art von CO 2 -Punktquellen wurde das deutsche Emissionskataster des Umweltbundesamts zugrunde gelegt. Dieses öffentlich zugängliche Verzeichnis enthält alle Anlagen, die unter den EU-Emissionshandel (ETS) fallen. Im Rahmen dieser Studie werden ausschließlich große einzelne Punktquellen mit einem jährlichen Emissionsumfang von durchschnittlich mindestens 0,5 Mt CO 2 berücksichtigt. Der derzeitige Energiemix aus fossilen Energiequellen, d.h. die relativen Beiträge unterschiedlicher Brennstoffe, wird für den Zeitraum bis 2050 als konstant unterstellt. Für die Beschreibung der Schwankungen und Konzentration des CO 2 -Stroms an der Schnittstelle zwischen Abscheidung und Transport wurde ein geeignetes Modell entwickelt. Es wird davon ausgegangen, dass die einzelnen großen CO 2 -Punktquellen unter folgende Kategorien, die für den größten Teil der aktuellen und zukünftigen CO 2 -Emissionen in Deutschland verantwortlich sind, fallen: - Kohlenstaub-gefeuerte Kraftwerke (pulverized coal PC), - Kombikraftwerke mit Integrierter Kohlevergasung (IGCC), - Erdgas-Gas-und-Dampfturbinen-Kombikraftwerke (NGCC), - Stahlwerke, - Zementfabriken (Ziegelherstellung), - Raffinerie-Prozesse, in denen durch Vergasung reines CO 2 erzeugt wird. Jede Art von CO 2 -Quelle wurde für die Zusammenstellung mit einer geeigneten Abscheidungstechnik kombiniert. Um mit dieser Studie ein realistisches Bild von CO 2 -Quellen und Techniken vorlegen zu können, wurde eine Vielzahl von Kombinationen gewählt. Die Studie dient allerdings nicht dem Zweck, alle potenziellen Kombinationen von CO 2 -Quellen und Abscheidungstechniken zu erfassen. Daraus resultieren die folgenden Techniken für die CO 2 -Abscheidung: - Für alle verbrennungsbedingten CO 2 -Emissionen wird ein Abscheidungsprozess mit einem Amin-Lösungsmittel (30%iges MEA) angenommen. Ausgenommen davon sind: - IGCC: Dort wird ein Kohlevergasungsprozess mit einer nicht näher beschriebenen CO 2 - Abscheidung angenommen. - Zementindustrie: Es wird eine von der ECRA beschriebene Oxyfuel- Abscheidungstechnikangenommen. - Raffinerien: Es wird ein hochreiner CO 2 -Strom aus einem industriellen Vergasungsprozess angenommen. -17-

18 2.2.2 Annahmen zum CO 2 -Transport Für den Ferntransport per Schiff und den CO 2 -Transport per Pipeline werden die folgenden Annahmen getroffen: - CO 2 -Zusammensetzungen werden auf Literaturbasis bzw. gemäß Informationen von IZ Klima- Mitgliedern und anwendbaren Rechtsvorschriften zugrunde gelegt. - Für den Durchfluss an der Schnittstelle zwischen Abscheidung und Transport werden Grenzwerte für die bei jeder Komponente des Transportsystems zulässigen Nebenbestandteile zugrunde gelegt. - Zugang und Anbindung an das Transportsystem entsprechen deutschen und anderen anwendbaren Rechtsvorschriften, wobei unter anderem die CO 2 -Qualität maßgeblich ist. - Die Auslegung des Systems basiert auf der in den vorangegangenen Unterkapiteln beschriebenen CO 2 -Verfügbarkeit ohne Berücksichtigung von Überkapazitäten. - Externe Sicherheitsaspekte basieren auf der deutschen Gesetzgebung sowie bewährten Industrieverfahren und Standards Annahmen zur CO 2 -Speicherung Für die hier ermittelten relevanten Mengen von CO 2 aus deutschen Quellen ist die verfügbare Speicherkapazität ausreichend und zu jeder Zeit verfügbar. Da das GeoCapacity-Projekt gezeigt hat, dass allein in Deutschland die Offshore-Gesamtspeicherkapazität in einer Bandbreite von bis Mt liegt (GeoCapacity, 2009), ist dies eine begründete Annahme. Es wird angenommen, dass die Speicherbetreiber ihre Anforderungen an die Transportinfrastruktur hinsichtlich Durchfluss und Zusammensetzung durchsetzen. 2.3 Rahmenbedingungen zur CO 2 -Quelle In den nächsten drei Unterkapiteln werden die Rahmenbedingungen näher erläutert. Die Rahmenbedingungen an den Schnittstellen der Transportinfrastruktur werden von mehreren Faktoren beeinflusst: der CO 2 -Menge, den Bedingungen an der Schnittstelle (Druck und Temperatur) und der Zusammensetzung des CO 2 -Stroms. Diese Einflüsse können verschiedene Ursachen haben und lassen sich wie folgt unterteilen: - Art der Quellen und Abscheidungstechniken, - Mischung von CO 2 -Strömen aus unterschiedlichen Quellen, - Veränderungen im Durchfluss oder in der Zusammensetzung des CO 2 -Stroms aufgrund der Betriebsdynamik der Abscheidungsanlage. -18-

19 2.3.1 Art der Quellen und Abscheidungstechniken Bei einer einzelnen CO 2 -Quelle kann es, abhängig von der Art des Verbrennungsprozesses, des chemischen Verfahrens oder aus anderen Gründen mit der Zeit zu Schwankungen kommen. Darüber hinaus kann die CO 2 -Menge als Ergebnis der Betriebsdynamik mit der Zeit variieren. Bei vielen Verbrennungsprozessen entsteht ein Rauchgas mit einem niedrigen CO 2 -Gehalt zwischen drei und 15 Vol.-%. Bei einigen industriellen Prozessen wird ein CO 2 -Strom mit einer höheren Konzentration erzeugt. In vielen Fällen muss der abgeschiedene Strom aufbereitet werden, um Wasser und unerwünschte Komponenten zu entfernen und die verlangte Spezifikation einzuhalten. In dieser Studie wird davon ausgegangen, dass die Aufbereitung als Teil der CO 2 -Abscheidung stattfindet und ein ganz überwiegend aus CO 2 -bestehender Strom übrig bleibt. Die Aufbereitung des CO 2 -Stroms für die Transportanforderungen besteht hauptsächlich aus Dehydratation. Dabei werden die unerwünschten Nebenbestandteile zwar teilweise mit entfernt, es lässt sich jedoch nicht ausschließen, dass eine weitere Aufbereitung erforderlich ist, um für Transport und Speicherung akzeptable Zusammensetzungen zu erreichen. Dies lässt sich darauf zurückführen, dass für spezielle CO 2 -Verwendungszwecke, Speicherstätten und Transportanforderungen eine zusätzliche Aufbereitung erforderlich sein kann. Darüber hinaus wird für die Überwindung von Druckverlusten während des CO 2 -Transports durch Pipelines ein bestimmter Ausgangsdruck benötigt. Die CO 2 - Verdichtung wird als Teil der Aufgaben an der CO 2 -Quelle betrachtet. Die CO 2 -Zusammensetzung spielt eine Rolle bei der Konzipierung der Transporttechniken in der CCS- Kette, wie auch bei der Optimierung der Leistungsfähigkeit und schließlich beim Betrieb der Kette. Mit der Zeit werden infolge von Betriebsentscheidungen beispielsweise eines unter Marktbedingungen eingesetzten Kraftwerks dynamische Veränderungen des CO 2 -Stroms auftreten, die in Kapitel besprochen werden. Es werden verschiedene CO 2 -Abscheidungsverfahren betrachtet und der aktuelle Stand der Technikangewandt. Die Annahmen hinsichtlich von Kraftwerken und CO 2 -Abscheidungsanlagen sind Kapitel zu entnehmen Mischung von CO 2 -Strömen aus unterschiedlichen Quellen In dieser Studie wird vorausgesetzt, dass alle einzelnen Quellen und Abscheidungsanlagen den Vorgaben der Transportinfrastruktur entsprechendes CO 2 liefern. Es wird vorausgesetzt, dass Aufbereitung, CO 2 -Verdichtung und sonstige Maßnahmen zur Einhaltung von Druck, Temperatur und Zusammensetzung die Anforderungen der Transportinfrastruktur erfüllen und unter die Verantwortung der Quelle fallen. Unter dieser Voraussetzung kann CO 2 aus verschiedenen Quellen in der Transportinfrastruktur vermischt werden. -19-

20 2.3.3 Einfluss betrieblicher Dynamik und erneuerbarer Energien (EE) Eine dritte Möglichkeit, dass Quellen und Abscheidung den CO 2 -Transport beeinflussen können, sind dynamische Schwankungen im CO 2 -Strom. Die CO 2 -Mengen werden abhängig von Betriebsbedingungen und unter dem Einfluss der Marktdynamik variieren. Bei Industrieanlagen werden geringere Schwankungen als bei Stromerzeugungsanlagen erwartet. Die Auswirkungen dieser Schwankungen, d.h. die Auswirkungen auf den daraus resultierenden CO 2 - Strom und die Relevanz für die Planung und Auslegung der CO 2 -Infrastruktur, werden in Kapitel 3 näher untersucht. Unter der Annahme, dass das gesamte abgeschiedene CO 2 aller Quellen jederzeit transportiert werden kann, wird davon ausgegangen, dass die auftretende maximale Durchflussrate maßgebend für die Festlegung der Kapazität der CO 2 -Infrastrukturist. Diese Annahme ist Gegenstand der Optimierung und wird ebenfalls in dieser Studie besprochen. Bei den verschiedenen Kraftwerksauslastungen werden die Mindestlast sowie die Anfahr- und Abfahrzeiten entsprechend der Stromerzeugungstechnik (d.h. PC- und IGCC- oder NGCC-Kraftwerke) gewählt. Zur Erforschung der Konsequenzen für den Entwurf und Betrieb der CO 2 -Infrastruktur werden der Einfluss von Teillast und betrieblichen Veränderungen sowie der Einfluss der intermittierenden Energieerzeugung (vor allem aus Erneuerbaren Energien) eingehend analysiert. Den Schwerpunkt dieser Analyse bilden die über der Zeit zum Transport und zur Speicherung zur Verfügung stehende CO 2 - Menge und Schwankungen des CO 2 -Gehalts infolge der oben genannten betrieblichen Last-Typen und des Einflusses der intermittierenden Stromversorgung aus erneuerbaren Energiequellen. 2.4 Rahmenbedingungen für den Transport Die Anforderungen, die CO 2 bei der Einspeisung in die CO 2 -Transportinfrastruktur erfüllen muss, bestehen, abhängig von den Transportarten, aus einer begrenzten Anzahl von Bedingungen. Es wurden die folgenden allgemeinen Rahmenbedingungen und Anforderungen an den Transport identifiziert. In Kapitel 5 werden die Rahmenbedingungen näher ausgeführt: - CO 2 -Hauptkenndaten für den Transport, - Transportarten, - Streckenführung und die Kombination von Transportarten, - CO 2 -Zusammensetzung. -20-

21 2.5 Rahmenbedingungen für die Speicherung Anforderungen an die Speicherstätte haben auf verschiedenerlei Weise Einfluss auf die CO 2 - Transportinfrastruktur. Es wurden die folgenden Haupteinflussfaktoren auf die CO 2 - Transportinfrastruktur identifiziert: - Speicherbedingungen, - Einleitungsbeschränkungen, - Nebenbestandteile des CO 2 -Stroms Speicherbedingungen Die Auswahl einer geeigneten ausreichend charakterisierten CO 2 -Speicherstätte ist eine wichtige Bedingung, da sie den Endpunkt der CO 2 -Transportinfrastruktur festlegt. Die spezifischen Speicherstättenbedingungen wie Tiefe, Druck, Temperatur, Porosität etc. sind für die CO 2 -Speicherkapazität und Injektivität wichtige Parameter Einleitungsbeschränkungen Ein Rückgang der Aufnahmefähigkeit und/oder Schwankungen des CO 2 -Injektionsdrucks wirken sich direkt auf den Entwurf der CO 2 -Infrastruktur aus und verlangen entweder mehr Injektionsbohrungen als ursprünglich geplant oder die Tolerierung einer geringeren Injektionsrate der betreffenden CO 2 - Transportinfrastruktur. Die Planung der Transportinfrastruktur hat dem Entwurf des Bohrlochs, dem Druck der Injektionsbohrung und den technischen Begrenzungen der Speicherstätte zu entsprechen und sollte Toleranzen für Schwankungen bei der CO 2 -Einleitung enthalten. Die Aufnahmefähigkeit kann auch durch andere operative Fragen in Zusammenhang mit der Stabilität der Speicherstätte sowie der Dynamik der Speicherung, die insbesondere mit der CO 2 -Injektion und der geomechanischen Stabilität in Verbindung steht, beeinträchtigt werden Nebenbestandteile Aus der Sicht der CO 2 -Speicherung können Nebenbestandteile einen Einfluss haben: - Hohe Mengen an Nebenbestandteilen verbrauchen wertvollen Porenraum, der eigentlich für die CO 2 -Speicherung genutzt werden sollte. - Nebenbestandteile ändern das Phasenverhalten des Gemisches in erheblichem Maße. Ein Zweiphasenfluss kann beim Transport und beider Speicherung Probleme verursachen und muss durch eine spezifische Auslegung und betriebliche Maßnahmen sowie eine weitgehende Begrenzung von Nebenbestandteilen im CO 2 -Strom vermieden werden. -21-

22 Die CO 2 -Speicherung ist mit einer Reihe von Rahmenbedingungen verbunden, die beim Entwurf der Transportinfrastruktur berücksichtigt werden müssen. Ort und Art der geeigneten Speicher haben maßgeblichen Einfluss auf das Transportsystem. Jeder Speicherstätte sind hinsichtlich Druck, Aufnahmefähigkeit und Zusammensetzung Grenzen gesetzt. Alle Lagerstätten sind verschieden und stellen unterschiedliche Herausforderungen an das Transportsystem, wodurch es schwierig wird, allgemeine Rahmenbedingungen, die für alle Speicherstätten repräsentativ sind, vorzulegen. Nebenbestandteile spielen,1. durch die Auswirkungen auf die Aufnahmefähigkeit und Transportkapazität, 2.durch die Möglichkeit eines Zweiphasenverhaltens des Gemisches und, 3.durch den Energiebedarf für die CO 2 -Verdichtung sowohl bei der Auslegung als auch bei der Dimensionierung der Transport- und Speicherinfrastruktur eine Rolle. Insgesamt haben die Rahmenbedingungen einer Speicherstätte, abgesehen von ihrer Lage, vor allem Auswirkungen auf die Injektionsanlagen und wohl nur einen minimalen Einfluss auf die Transportinfrastruktur. -22-

23 3 CO 2 -REDUZIERUNG UND CCS IN DEUTSCHLAND BIS 2050 In diesem Kapitel wird die Entwicklung der CO 2 -Emissionen in der deutschen Industrie und Stromwirtschaft unter Berücksichtigung der von der Bundesregierung im Energiekonzept (BMWi und BMU 2011) genannten Ziele für die Verringerung von Emissionen, den Anteil erneuerbarer Energien am Strom-Mix und die Verringerung des Energieverbrauchs einer Bewertung unterzogen. Eine genauere Analyse mit Bezug auf die zugrunde liegenden Annahmen und Quellen finden sich in Anhang A. 3.1 Allgemeine Annahmen bezüglich deutscher CO 2 -Emissionen bis 2050 Im Energiekonzept hat die Bundesregierung als Ziel für das Jahr 2050 eine Senkung der CO 2 - Emissionen um 20 Prozent auf Basis der Gesamtemissionen bezogen auf das Jahr 1990 festgeschrieben. Die größten Beiträge zur Emissionssenkung werden von der Energiewirtschaft und der Industrie erwartet. Für beide Sektoren gelten, wie aus der folgenden Tabelle hervorgeht, darüber hinaus Ziele hinsichtlich des Mindestanteils der erneuerbaren Energien sowie hinsichtlich der Verringerung des gesamten Energieverbrauchs. Die Ziele und die damit verbundene Reduzierung der CO 2 - Emissionen werden in der Berechnung der jährlichen CO 2 -Emissionen der beiden Sektoren in den Jahren 2030, 2040 und 2050 berücksichtigt. Die Ziele für 2020 sind in diesem Bericht nicht betrachtet, da mit einer breiten kommerziellen Anwendung der CCS-Technik nicht vor 2030 zu rechnen ist. Tabelle 3 Ziele der Bundesregierung für die allgemeine Senkung der Treibhausgasemissionen, die Energieeinsparung und den Ausbau erneuerbarer Energien 2 CO 2 -Reduzierungsziel (im Vergleich zu 1990) Einheit Emissionen in Deutschland insgesamt % Energiesektor (Industrie und Stromerzeugung) % Energiesektor (Stromerzeugung) % EE-Ziel EE-Anteil beim Stromverbrauch % EE-Gesamtanteil (Primärenergie, Industriesektor) % Reduzierung des Energieverbrauchs in der Industrie Reduzierung des Primärenergieverbrauchs % im Vergleich zu 2008 (Industrie) Reduzierung der Stromnachfrage Reduzierung der Stromnachfrage % Die CO 2-Reduzierung bis 2050 und alle Ziele hinsichtlich der regenerativen Stromversorgung sind durch Interpolation für die dazwischen liegenden Jahre im Energiekonzept berechnet worden. -23-

24 Angesichts der oben genannten Ziele im Energiekonzept und der historischen Emissions- und Energieverbrauchszahlen werden die noch zulässigen Emissionen berechnet und anschließend mit den zulässigen CO 2 -Gesamtemissionen der zuvor genannten Jahre verglichen, um den Bedarf an CCS zu bestimmen. Darüber hinaus wird die künftige Rolle der CCS-Technik bei der Erfüllung der Emissionsreduktionsziele im Detail untersucht: Die abzuscheidende und zu transportierende CO 2 -Menge wird anhand der historischen Emissionen und Reduktionsziele berechnet. Alle Ziele sind in Tabelle 3 zusammengefasst und in Abbildung 6 und Abbildung 7 dargestellt. Für den Stromsektor der Energiewirtschaft wird von einer Reduzierung der Emissionen um 95 Prozent im Vergleich zu 1990 ausgegangen und in der Industrie um 80 Prozent Diese Werte entsprechen dem oberen ( 95 Prozent) und unteren ( 80 Prozent) Wert der Gesamtreduktionsziele Deutschlands bis zum Jahr Es wird angenommen, dass der Stromsektor überdurchschnittlich zu den Gesamtminderungsmaßnahmen beitragen muss, da große CO 2 -Quellen existieren, die es einfacher machen, auf kostengünstigere Weise hohe CO 2 -Mengen abzuscheiden, als dies mit kleineren verstreuten Quellen möglich wäre. Abbildung 6 Erneuerbare Energien in der Industrie und Stromerzeugung (% des Endenergieverbrauchs). -24-

25 Abbildung 7 Entwicklung des Energieverbrauchs in der Industrie und des Stromverbrauchs (Ziele der Bundesregierung und bis 2050, mit 2008 = 100) 3. Zur Quantifizierung der Entwicklung der jährlichen deutschen CO 2 -Emissionen bis zum Jahr 2050 wurden die deutschen Ziele bis zum Jahr 2050 verwendet. Im Rahmen dieses Berichts wurde von den folgenden Annahmen ausgegangen: - Die Entwicklung des Energiesektors und der Industrie in Deutschland bis zum Jahr 2050 verläuft im Einklang mit der Energiewende und dem Energiekonzept (Bundesregierung, 2010). - Der Im- und Export von Strom wurde in diese Analyse nicht einbezogen, obwohl im Energiekonzept für 2050 von einem Netto-Import und -Export ausgegangen wird. - Die CO 2 -Emissionen der Stromproduktion im Jahr 2050 sind im Vergleich zu den Emissionen im Jahr 1990 um 95 Prozent reduziert. - Das Energiekonzept enthält nicht für alle Sektoren präzise Zwischenziele; diesbezüglich wird von einer linearen Interpolation für die Jahre ausgegangen. - Für den jährlichen Durchschnittsbeitrag der EE zur gesamten Stromversorgung wurde für 2050 ein Ziel von 80 Prozent mit spezifischen Zielen für die Zwischenjahre festgelegt. - Der relative Anteil aus den verschiedenen konventionellen Energiequellen bleibt in Vergleich zu 2008 konstant. - Bei der Kernkraft wird von einem Ausstieg bis Ende 2021 ausgegangen. - Es wird davon ausgegangen, dass der durchschnittliche Jahresbeitrag der Erneuerbaren Energien am (Brutto) Primärenergieverbrauch mit Zielen für dazwischen liegende Jahre auch für die Industrie gilt. Hintergrund dieser Annahme ist die Tatsache, dass die Umstellung auf erneuerbare Energieträger für die Industrie noch schwieriger ist als für den Stromsektor. Große Teile der industriellen CO 2 -Emissionen sind so genannte Prozessemissionen. 3 Energieverbrauchswerte von 1990 bis 2008; keine historischen Werte, sondern geschätzte Höhe des Energieverbrauchs im Jahr

26 - Bei CO 2 -Emissionen aus der Industrie und dem Energiesektor wird angenommen, dass sie 1:1 direkt mit den damit zusammenhängenden Emissionen des Primärenergieverbrauchs in Verbindung stehen. Das bedeutet, dass Einsparungen bei der Stromnachfrage um 25 Prozent und eine Verringerung des Energieverbrauchs in der Industrie um 50 Prozent zu einer Reduzierung der CO 2 -Emissionen um 25 Prozent bzw. 50 Prozent führen. Diese Annahme wird durch die zuvor genannten Annahmen eines konstanten Stromerzeugungsmix aus fossilen Energieträgern und des Einsatzes aktueller State-of-art -Technik bis zum Jahr 2050 unterstützt. - Die Definition des Energieverbrauchs in der Industrie schließt die Eigenerzeugung von Strom ein (Einsatz von z.b. Dampfturbinen an den Industriestandorten). Ein höherer Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieeinsatz in der Industrie bedeutet auch einen höheren Anteil an erneuerbaren Energien bei der Stromerzeugung. Insofern mag sich eine gewisse Überlappung bei den Berechnungen ergeben. 3.2 CO 2 -Emissionsziele bis 2050 Vor dem Hintergrund der von der Bundesregierung festgesetzten Ziele können die maximal zulässigen Emissionen unter Berücksichtigung des Gesamtreduktionsziels für jeden Sektor im Vergleich zu den berichteten Emissionen aus dem Jahr 1990 bis zum Jahr 2050 berechnet werden. Historische und angestrebte Emissionen (mit dem Reduktionsziel von 95 Prozent für den Energiesektor) sind in Tabelle 4 aufgeführt. Tabelle 4 Historische und angestrebte CO 2 -Emissionen für Deutschland* Historisch Soll (basiert auf Energiekonzept) Einheit Stromwirtschaft Mt/a 423,4 363,8 349,5 176,4 98,8 21,2 Industrie Mt/a 235,5 170,3 167,5 109,9 78,5 47,1 Stromwirtschaft und Industrie insgesamt Mt/a 658,9 534, ,3 177,3 68,3 Deutschland insgesamt Mt/a 1005,9 853,3 807,1 452,7 301,8 201,2 * Bei den historischen CO 2-Ist-Emissionen handelt es sich um die vom Umweltbundesamt (UBA) für das deutsche Emissionskataster vorgelegten Daten (UBA, 2012), einschließlich der Emissionen der Kraftstoffverbrennung in der Energie- und Fertigungsindustrie und in der Bauwirtschaft, exkl. Transport und anderen Emissionskategorien. Bei der Herstellung von Mineralprodukten, in der chemischen Industrie und bei der Metallherstellung entstehende Emissionen werden zu den Emissionen der Fertigungsindustrie und der Bauwirtschaft addiert. Andere Treibhausgasemissionen sind ausgeschlossen, da diese nicht für die CCS-Technik in Betracht kommen. -26-

27 Abbildung 8 Historische und angestrebte CO 2 -Emissionen für Deutschland und die Stromwirtschaft und Industrie auf Basis der Ziele der Bundesregierung (Mt CO 2 /a). (Von oben nach unten: deutsche Gesamtemissionen sowie die kombinierten und individuellen Emissionen der Stromwirtschaft und der Industrie. Die vertikalen Pfeile geben die gesamte angestrebte CO 2- Emissionsreduktion (blau) und das Reduktionsziel für die Stromwirtschaft und die Industrie (grün) bis zum Jahr 2050 wieder). Anhang A enthält weitere Informationen über den Hintergrund und die Annahmen für die Berechnung der CO 2 -Emissionen in Deutschland bis zum Jahr Die Rolle von CCS im Hinblick auf das Erreichen der Reduktionsziele In Unterkapitel 3.2 wurden die maximal zulässigen CO 2 -Emissionen für das Jahr 2050 bestimmt. Durch Anwendung der Ziele für erneuerbare Energien (80 Prozent der Stromerzeugung im Jahr 2050 durch EE) sowie des Energiesparziels (50 Prozent Primärenergieverbrauch in der Industrie und 25 Prozent bei der Stromnachfrage im Vergleich zu 2008) auf die gemeldeten Emissionen im jeweiligen Referenzjahr können die tatsächlichen Emissionen für das Jahr 2050 berechnet werden Szenario für die CCS-Technik im Jahr 2050 In Tabelle 5 werden die angestrebten und verbleibenden Emissionen miteinander verglichen. Die angestrebten Emissionen werden unter der Annahme eines Reduktionsziels von 95 Prozent für den Energiesektor berechnet. Die verbleibenden Emissionen werden durch Anwendung der Reduktionseffekte von EE, Energieeinsparung und Reduzierung der Nachfrage im Vergleich zu den Emissionen im Jahr 1990 abgeleitet. -27-

28 Tabelle 5 Lücke zwischen angestrebten und tatsächlichen CO 2 -Emissionen bis zum Jahr 2050 Einheit CO 2 -Restemissionen Stromwirtschaft Mt/a CO 2 -Restemissionen Industrie Mt/a Restemissionen insgesamt (Stromwirtschaft und Industrie) Mt/a Emissionsziel Stromwirtschaft Mt/a Emissionsziel Industrie Mt/a Emissionsziel insgesamt (Stromwirtschaft und Industrie) Mt/a Die Ergebnisse zeigen, dass sich die Ziele der Bundesregierung für die Reduzierung der CO 2 - Emissionen bis ins Jahr 2050 allein durch die Erfüllung der Ziele für erneuerbare Energien und Energieeinsparung und ohne eine weitere CO 2 -Reduzierung nicht erreichen lassen. Somit kann die CCS- Technik im Hinblick auf die Umsetzung dieser Ziele sowohl für die Energiewirtschaft als auch für die Industrie eine entscheidende Rolle übernehmen. Abbildung 9 Historische und geplante CO 2 -Emissionen für Deutschland gemäß den Zielen der Bundesregierung Notwendiger Beitrag der CCS-Technik zur Emissionsminderung in Industrie und Energiewirtschaft (Mt CO 2 /a). Es sind jedoch nicht alle Quellen für die CCS-Technik geeignet. Wie bereits erwähnt, wird für die weitere Analyse der Transportinfrastruktur bei Quellen mit einer Mindestmenge von 0,5 Mt/a CO 2 ausgegangen. Aus den für Deutschland enthaltenen Emissionen in der EU Climate Action-Datenbank wur- -28-

29 den die vom Emissionshandel erfassten Anlagen mit einem Jahresausstoß über 0,5 Mt/a verwendet. Das betraf 93,3 Prozent der berücksichtigten Emissionen in dieser Datenbank, die wiederum 80 Prozent der vom UBA gemeldeten CO 2 -Emission der Industrie und Stromwirtschaft erfassten. Dies lässt sich durch CO 2 -Emissionen aus Anlagen, die nicht am ETS teilnehmen, erklären. Der Anteil der Anlagen unterhalb des Schwellenwerts von 0,5 Mt/a für die CO 2 -Abscheidung und den Transport verteilt sich gleichmäßig auf Industrie und Stromwirtschaft. Letztendlich müssen nicht alle CO 2 -Quellen mit der CO 2 -Abscheidungstechnik ausgerüstet und an die CO 2 -Infrastruktur angeschlossen werden. Die Ergebnisse lassen die Schlussfolgerung zu, dass das CO 2 -Reduktionsziel, auch wenn nur ein Teil der Quellen mit der CCS-Technik ausgerüstet wird, bis zum Jahr 2050 erfüllt werden kann, wie in Kapitel 4 deutlich werden wird. Daher wurde hier die abgetrennte CO 2 -Menge aus der Industrie und der Stromwirtschaft angepasst, um die Emissionsziele zu erreichen. In Tabelle 5 sind die Ergebnisse der CO 2 -Mengen, die in jedem Sektor abgeschieden werden müssen, um die CO 2 -Emissionsziele für den Zeitraum bis zum Jahr 2050 zu erreichen, zusammengefasst. Tabelle 6 In jedem Sektor abzuscheidende CO 2 -Menge, um die deutschen CO 2 - Emissionsziele zu erreichen Einheit Stromwirtschaft Mt/a 9,3 26,0 46,3 Industrie Mt/a 19,5 13,9 13,2 Stromwirtschaft + Industrie insgesamt Mt/a 28,8 39,9 59,4 In Tabelle 6 sind die gemäß dem Energiekonzept und verschiedenen zusätzlichen Annahmen in diesem Bericht zufolge abzuscheidenden und zu transportierenden CO 2 -Mengen für die Stromwirtschaft und Industrie zusammen und für jeden Sektor einzeln aufgeführt. Im Folgenden gehen wir von gerundeten Werten aus:30, 40 und 60 Mt/a. Die Definition des Energieverbrauchs in der Industrie schließt den eigenen Verbrauch von Strom ein (Einsatz von z.b. Dampfturbinen an den Industriestandorten und Stromerzeugung von industriell hergestellten Brennstoffen. Diese Analyse ergibt die kombinierten CO 2 -Mengen aus Stromwirtschaft und Industrie, die abgeschieden werden müssen, um das Ziel des Energiekonzepts erreichen zu können. 3.4 Erkenntnisse über CO 2 -Emissionen und das CCS-Potenzial in Deutschland Auf Grundlage der Analyse von CO 2 -Quellen und der Rolle der CCS-Technik für das Erreichen der Ziele der deutschen Regierung bis zum Jahr 2050 ergibt sich: - Auch wenn die im Energiekonzept und in der Energiewende formulierten Ziele der Bundesregierung im Hinblick auf Energieeinsparung, Reduzierung der Nachfrage, erneuerbare Energien und den Ausstieg aus der Kernenergie in der Stromerzeugung erfüllt werden, kann das Gesamtreduktionsziel für CO 2 -Emmissionen in Deutschland nicht ohne weiteres erreicht werden. -29-

30 - Die großflächige Einführung von CCS in Industrie und Stromwirtschaft kann mit möglichen CO 2 -Minderungen von bis zu 60 Mt/a im Jahr 2050 einen entscheidenden Beitrag zur Erfüllung dieser Ziele beitragen. - Der Beitrag der CCS-Technik zur Verringerung der Emissionen in der Stromerzeugung im Vergleich zur Industrie wird Gegenstand einer Kostenoptimierung sein. Daher sind Aussagen zur Höhe dieser Beiträge äußerst unsicher. - Diese Analyse ergibt die kombinierten CO 2 -Mengen aus Stromwirtschaft und Industrie, die abgeschieden werden müssen, um das Ziel des Energiekonzepts erreichen zu können. Für die verschiedenen Sektoren gibt es eigene Herausforderungen. Die Sektoren unterscheiden sich in der Zahl der verfügbaren Alternativen. - Wenn die bei der Energiewende genannten zentralen Annahmen hinsichtlich der regenerativen Stromversorgung, Reduzierung der Nachfrage und eines vollständigen Atomausstiegs nicht erfüllt werden, muss mehr CO 2 abgeschieden werden, um die deutschen Reduktionsziele zu erreichen. In diesem Fall wird der CCS-Beitrag größer ausfallen müssen, als in dieser Analyse; CCS ist eine Technik, die eine größere Rolle spielen kann, als in dieser Studie beschrieben. In Tabelle 7 ist die abzuscheidende CO 2 -Menge gemäß der Analyse in diesem Kapitel ersichtlich. Tabelle 7 Eckdaten der auf Basis des Energiekonzepts langfristig zu speichernden CO 2 - Mengen in Deutschland. Jahr Mt/a

31 4 DIMENSIONIERUNG EINER CO 2 -TRANSPORTINFRASTRUKTUR Im letzten Kapitel wurde die Entwicklung der CO 2 -Emissionen in Deutschland vor dem Hintergrund der Ziele der Bundesregierung für das Jahr 2050 analysiert und erörtert und es wurde für das Jahr 2050 ein Bedarf von rund 60 Mt/a CO 2 für die Abscheidung, den Transport und die Speicherung von CO 2 ermittelt. Die Anforderungen an die in dieser Studie vorgeschlagene CO 2 -Infrastruktur basieren, wie in Tabelle 6 dargestellt, auf den CO 2 -Mengen, die bis 2050 abzuscheiden sind, und auf den korrespondierenden Maximalflüssen. In diesem Kapitel werden die typischen Kategorien von Punktquellen kombiniert und in so genannten Clustern zusammengefasst. Es wurden drei Cluster mit unterschiedlichen Mengen und Kombinationen von Punktquellen definiert. In diesem Kapitel werden die jährlichen CO 2 -Emissionen der deutschen Stromwirtschaft und Fertigungsindustrie aufgespalten, und zwar bis auf die Ebene einzelner Punktquellen, die danach neu kombiniert und in so genannten Clustern präsentiert werden. Die Gruppierung von Punktquellen unterschiedlicher Art ermöglicht eine realistische Präsentation, auf deren Grundlage der Umfang der Infrastruktur in Deutschland untersucht werden kann. Da die Aktivitäten der Industrie und der Stromerzeugung Produktionsprofile aufweisen können, die sich über der Zeit ändern, kann auch der CO 2 -Ausstoß über die Zeit variieren. Das sind wesentliche Vorgaben für den Entwurf der CO 2 -Transportinfrastruktur, weil sie die Dimensionierung der Infrastruktur in zweierlei Weise beeinflussen: 1. Die maximale Transportkapazität der Infrastruktur ist die Obergrenze der CO 2 -Menge, die zu einem gegebenen Zeitpunkt in die Infrastruktur fließen kann. Wenn alle angeschlossenen Anlagen bei maximaler Kapazitätsauslastung CO 2 einspeisen können, wäre gewährleistet, dass sich die Transportkapazität für die CO 2 -Abscheidung nicht zu einem limitierenden Faktor für die CO 2 -Abscheidung entwickelt. 2. Immer, wenn eine CO 2 -Quelle kein CO 2 einspeist, ist die Transportinfrastruktur nicht ausgelastet. Bei der Erörterung der Schwankungen in der CO 2 -Einspeisung in eine Transportinfrastruktur sind zahlreiche Unsicherheiten in Zusammenhang mit dem Umfang des CO 2 -Stroms und seinen Schwankungen, die während der Zeit an den Punktquellen auftreten können, zu beachten. In dieser Studie wurde ein Modell mit Clustern von Punktquellen entwickelt, um diese Veränderungen und ihren Einfluss auf die Dimensionierung und den Entwurf der CO 2 -Transportinfrastruktur in einer Bottom-up-Analyse zu untersuchen. Die Zahl der Punktquellen in einem vorgeschlagenen Cluster stellt die aktuelle Situation in Deutschland dar (UBA, 2012). Dazu werden die Auswirkungen verschiedener Faktoren auf die CO 2 -Produktionsprofile des Clusters simuliert. Mit diesem Modell werden allgemeingültige Daten und Ergebnisse gewonnen, die dem Stand der Technik entsprechen; Ergebnisse werden bis auf Clusterebene zusammengefasst, um eine allgemeingültige Beschreibung der CO 2 - Quellen und ihres Einflusses im Jahr 2050 auf die Transportinfrastruktur in Deutschland zu ermöglichen. -31-

32 Die Verwendung dieses Modells ist auf den vorgesehenen Zweck begrenzt: Die Untersuchung der Auswirkungen von Schwankungen an einzelnen Quellen auf die Dimensionierung der Infrastruktur. Das Clustermodell ergab drei typische Cluster von CO 2 -Quellen. Auf die einzelnen Anlagen oder die geografische Streuung der Quellen und Speicherstätten, die für die CCS-Technik in Betracht kommen, wird in dieser Simulation nicht näher eingegangen. Infolgedessen wird für jedes Cluster das CO 2 - Strömungsprofil festgestellt. Die daraus resultierenden drei Profile dienen als Grundlage für die Berechnungen der Kapazität der Transportinfrastruktur in Kapitel Ansatz Bei Betrachtung der deutschen Stromwirtschaft und Industrie und ihrer CO 2 -Emissionen im Jahr 2050 tritt eine beträchtliche Zahl von Unbekannten in Erscheinung. Hinsichtlich des Kraftwerkparks im Jahr 2050 gibt es über die Einsatzzeiten und ihre eventuelle Beeinflussung durch die schwankende Einspeisung aus erneuerbaren Energien keine genauen Erkenntnisse. Die Transportkapazität und der Umfang der für die Ziele des Jahres 2050 erforderlichen Infrastruktur werden von dieser Unsicherheit geprägt, da mehr Schwankungen in der Einspeisung zu einem geringeren durchschnittlichen Transportfluss führen und eine größere CO 2 -Infrastruktur (höhere Kapazität oder mehr Verbindungen) verlangen. Da jedoch die Angaben für das Jahr 2050 noch nicht auf einem für eine derartige Analyse notwendigen Niveau bekannt sind, haben wir die Untersuchung der Emissionen und der abscheidbaren und transportablen CO 2 -Mengen anhand von abstrakten Clustern, die sich nicht auf spezifische Anlagen oder Standorte beziehen, durchgeführt. Wir haben die Auswirkungen auf der Grundlage derzeit bekannter Bedingungen sowohl für die operative Stromerzeugung als auch hinsichtlich des Einflusses der schwankenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien bewertet, und dabei realistische und konsistente Betriebsdaten der Stromerzeugung und der Industrie zugrunde gelegt. Dadurch wird der Einfluss mehrerer Effekte auf eine Weise untersucht, die bis zum Jahr 2050 als repräsentativ für mögliche Schwankungen im Durchfluss und in der Konzentration angesehen wird. Diese Analyse ist auf die Untersuchung von Strömungseffekten und Auswirkungen auf das in die Transportinfrastruktur einzuspeisende CO 2 begrenzt und soll dazu dienen, die Auswirkungen auf deren Auslegung zu erforschen; andere Verwendungszwecke sind hier nicht vorgesehen. Es werden die folgenden Effekte untersucht: - Schwankungen im Durchfluss und in der Konzentration, - Auswirkungen kombinierter CO 2 -Ströme von Quellen unterschiedlicher Art, - Einfluss der Betriebsarten und der Mindestlastniveaus von Kraftwerken und Industrieanlagen, - Auswirkungen des intermittierenden Charakters der EE und der Anteil an der regenerativen Stromerzeugung. Die Auswirkungen einer Vielzahl dieser Einflüsse werden mit einem Excel-basierten Modell, das die Schwankungen im Durchfluss und in der Konzentration des CO 2 für eine vorher festgelegte Gruppe von CO 2 -Quellen beschreibt, untersucht. Die Quellen werden mit CO 2 -Aufbereitungs- und -32-

33 -Verdichtungsanlagen ausgerüstet, während die Zusammensetzung und der Umfang des CO 2 -Stroms auf State-of-the-art -Kraftwerktechnik und CO 2 -Abscheidungstechniken basieren. 4.2 CO 2 -Quellen und Abscheidungstechniken Das für diese Studie entwickelte Modell illustriert für einen Cluster von Quellen quellenspezifische Aspekte wie variierende Mengen und Konzentrationen von CO 2, das in Kraftwerken und Industrieanlagen unterschiedlicher Art abgeschieden wurde. Die untersuchten Quellentypen, ihre Betriebsweise und die Anfälligkeit für die schwankende Einspeisung aus erneuerbaren Energien werden in den folgenden Abschnitten besprochen. Alle Annahmen entsprechen den in Kapitel 2 beschriebenen Bedingungen. In Tabelle 8 werden die im Modell für die Punktquellen zugrunde gelegten allgemeinen Annahmen hinsichtlich Größe, Effizienz, CO 2 -Produktionsraten und Nebenbestandteile wiedergegeben. Tabelle 8 Merkmale betrachteter Punktquellen an der Schnittstelle zwischen Abscheidung und Transport, einschließlich Verdichtung und Aufbereitung Einheit Steinkohle PC Braunkohle PC Erdgas CC Braunkohle IGCC Zement Stahl Raffination Nettoleistung MW NA NA NA Elektr. Wirkungsgrad % 46,3 42,3 57,2 44 NA NA NA CO 2 -Fluss z. Abscheid. kg/s CO 2 -Konzentration %mol Verbr.-Gasfluss Volllast kg/s NA Abscheidungstyp Amine Amine Amine Selexol Oxyfuel Amine - Abscheidungsanteil % (1) 90 (1) CO 2 -reicher Durchfluss kg/s Anmerkungen: PC = pulverized coal, Staubgefeuertes Kohlekraftwerk; NG CC = Natural Gas Combined Cycle (Gas-und- Dampf-Kombikraftwerk); IGCC = Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC-Kraftwerk In dem Modell wird mit einer Stromerzeugung auf dem neuesten Stand der Technik gerechnet, da davon ausgegangen wird, dass bis zum Jahr 2050 alle Kraftwerke neugebaut und mit der neuesten Technik ausgerüstet werden. Im Rest der Studie wird nicht zwischen Steinkohle und Braunkohle unterschieden. Beide werden als Kohle dargestellt. -33-

34 4.2.1 Betriebsweise der Punktquelle und regenerative Stromerzeugung Die CO 2 -Mengen variieren abhängig von Betriebsbedingungen und unter dem Einfluss der Marktdynamik. Auf der einen Seite werden Leistung und CO 2 -Produktion von der Betriebsweise des Kraftwerks selbst bestimmt (Volllast oder Teillast). Dies wird in Abbildung 10 dargestellt. Abbildung 10 Auswirkungen der verschiedenen Betriebsweisen in dem Modell auf das CO 2 - Ausstoßprofil bei herkömmlichen Kraftwerken mit fossiler Verbrennung. Auf der anderen Seite haben externe Faktoren, vor allem die Integration der fluktuierenden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, Einfluss auf die CO 2 -Produktion. Nach den deutschen Rechtsvorschriften wird die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien vorrangig behandelt. Infolgedessen produzieren herkömmliche Kraftwerke wie Kohle- und Gaskraftwerke weniger Strom und somit auch weniger CO 2. Abbildung 11 veranschaulicht die Auswirkungen der verschiedenen Arten der regenerativen Stromerzeugung auf das CO 2 -Ausstoßprofil eines Kohlekraftwerks im Volllastbetrieb. -34-

35 Abbildung 11 Auswirkungen der EE auf den CO 2 -Ausstoß mit realistischen Schwankungen der mit PV und Windkraft erzeugten Leistung, die die Leistung eines Kohlekraftwerks im Volllastbetrieb beeinflussen. 1 = keine EE, 2 = nur Wind, 3 = nur Solarkraft, 4 = Wind und Solarkraft. Die folgende Tabelle fasst die Informationen über die verschiedenen Punktquellen, ihre angenommene Betriebsweise sowie ihre Anfälligkeit für die in dem Modell zugrunde gelegten Leistungsschwankungen der erneuerbaren Energien zusammen. Tabelle 9 In dieser Studie untersuchte CO 2 -Quellen, aufgeschlüsselt nach Typ, im Modell mögliche Auslastungen und den eventuellen Einfluss einer intermittierenden Stromerzeugung. CO 2 -Quellentyp + Abscheidetechnik (Kombination) Betriebslastart Beeinflusst durch Intermittierende EE (J/N) Kohle + Aminlösungsmittel Volllast oder Woche/ Wochenende J IGCC einschl. CO 2 -Abscheidung Volllast oder Woche/ Wochenende J NGCC + Aminlösungsmittel Tag / Nacht J Stahl + Aminlösungsmittel Volllast N Zement + Oxyfuel Volllast N Raffination reiner CO 2 -Fluss Volllast N Bei den verschiedenen Kraftwerksauslastungen werden die Mindestlast sowie die Anlauf- und Auslaufzeiten entsprechend der Stromerzeugungstechnik (d.h. Kohle- und IGCC- oder NGCC-Kraftwerke) gewählt. -35-

36 Bei der Betrachtung der tatsächlich emittierten und potenziell abgeschiedenen CO 2 -Produktion an den Quellen zeigen sich die folgenden Schwankungen: - Tägliche und wöchentliche Schwankungen der CO 2 -Produktion infolge von Betriebsentscheidungen über die Einspeisung aus den verschiedenen Anlagen. Die täglichen Schwankungen werden modelliert, saisonale Schwankungen werden im Modell nicht berücksichtigt. - Tägliche Schwankungen infolge von (kurzfristigeren) Betriebsentscheidungen aufgrund der unberechenbaren Einspeisung aus erneuerbaren Energien wie Wind- und Solarenergie. - Schwankungen, die sich aus Portfolio- und Marktdynamik infolge einer Marktoptimierung einzelner Parteien in den Strom- und CO 2 -Märkten ergeben, wurden bei der Modellierung oder Analyse im Rahmen dieser Studie nicht berücksichtigt. Diese Schwankungen wurden modelliert, unter der Annahme, dass die Auslastung (eines Teils) der fossilen Erzeugungsanlagen durch die Einspeisung aus erneuerbaren Energien beeinflusst wird, was zu einer vorübergehend geringeren Auslastung und damit zu weniger CO 2 für die Abscheidung und Speicherung führt. Der Einfluss einer repräsentativen Wochengliederung wird für jedes Cluster auf eine abgeschiedene CO 2 -Jahresmenge extrapoliert. Der Einfluss der erneuerbaren Energien wird anhand eines realistischen Worst-Case-Szenarios auf der Grundlage für Deutschland geltender, intern zugängliche Quellen berücksichtigt. Die internen Daten beziehen sich auf eine einzelne Woche mit in 20-Minuten-Intervallen erfassten Werten für PV und Onshore- und Offshore-Windkraft. Das Worst- Case-Szenario umfasst Daten einer Woche mit signifikanten, schnellen Änderungen der Einspeisung aus PV und Windkraft, bezogen auf die Gesamtversorgung. Die den schlimmsten Fall repräsentierende Woche wird nach zwei Kriterien ausgewählt: 1. große Schwankungen in der Einspeisung im Laufe der Woche (längere Zeiträume mit starkem und schwachem Wind in einer Woche) und bei PV: Tage mit maximaler Einspeisung sowie 2. Tage mit großen und schnellen Veränderungen in der Stromerzeugung. Die ausgewählten Wochen zeigen eine im Vergleich zum Durchschnitt der ausgewählten Region hohe Einspeisung. Die durchschnittliche Einspeisung beträgt in den ausgewählten Wochen in Prozent der durchschnittlichen Jahreseinspeisung 164 Prozent bei Windkraft und 200 Prozent bei PV. Dies spiegelt den extremsten Fall wider und basiert auf separaten historischen Daten für Wind- und Solarkraft. 4.3 Clusterbildung von Punktquellen Der Einsatz der CCS-Technik in größerem Umfang mit der Nutzung von Offshore-Speicherstätten erfordert große Investitionen in die Transportinfrastruktur. Das Clustering von CO 2 -Quellen in einem lokalen Transportnetz führt zu Skaleneffekten beim CO 2 -Transport. -36-

37 Schnittstelle mit CO 2 -Infrastruktur Abbildung 12 Allgemeines Schema, das die CO 2 -Quellen, die Sammelinfrastruktur und die Schnittstelle mit der Infrastruktur des Ferntransports zeigt. Im lokalen CO 2 -Transportnetz können CO 2 -Ströme von mehreren Punktquellen mit unterschiedlicher Betriebsweise kombiniert werden; Abbildung 13 zeigt das Beispiel eines kombinierten CO 2 -Stroms aus einer Kombination von Kraftwerken, jeweils mit drei verschiedenen Betriebsweisen (Volllast, wochentags/wochenende), und einer Industriequelle in Volllast. Abbildung 13 Auswirkungen der Kombination von Anlagen mit unterschiedlicher Betriebsweise (Volllast, Tag/Nacht, wochentags/wochenende und eine Industrieanlage unter Volllast). -37-

38 Im Rahmen dieser Studie wurden drei Cluster definiert, die realistische Szenarien großer, deutscher Punktquellen in der Stromwirtschaft und Industrie mit deutlich unterschiedlichen Eigenschaften der CO 2 -Infrastruktur repräsentieren. Es wurden die folgenden Cluster-Szenarien analysiert: - Cluster I Hohe Konzentration von Quellen in der Industrie und Stromwirtschaft, - Cluster II Ausschließlich zentralisierte Stromerzeugung, - Cluster III Verstreute industrielle Quellen und Kraftwerke. Die Cluster veranschaulichen die Vielfalt der CO 2 -Quellen und der Einspeiseprofile an der Schnittstelle mit der Infrastruktur des Ferntransports. Jedes Cluster weist eine einzigartige Reihe von Quellen, benötigten Sammelnetzen und sonstiger Infrastruktur sowie von Schwankungen in der Einspeisung und in der CO 2 -Zusammensetzung auf Cluster I Hohe Konzentration von Quellen der Industrie und Stromwirtschaft Cluster I stellt ein hoch industrialisiertes Gebiet mit großem Energiebedarf dar. Hier liegen mehrere Großkraftwerke und viele Industriequellen in relativ geringer Entfernung voneinander. In Tabelle 10 werden die Annahmen über Anzahl und Eigenschaften der Punktquellen in diesem Cluster aufgelistet. Tabelle 10 Annahmen zu Punktquellen in Cluster I 4 Punktquelle Einheiten Betriebslastart Beeinflusst durch Intermittierende EE (J/N) Kohle + Aminlösungsmittel 6 Volllast J IGCC einschl. CO 2 -Abscheidung 3 Volllast J NGCC+ Aminlösungsmittel 3 Tag / Nacht J Stahl + Aminlösungsmittel 7 Volllast N Zement + Oxyfuel 5 Volllast N Raffination reiner CO 2 -Fluss 1 Volllast N Mit Ausnahme der Gaskraftwerke arbeiten alle Punktquellen in diesem Cluster im Volllastbetrieb. 4 Kohle = Steinkohlenstaub oder Braunkohlenstaub; IGCC = Kombi-Prozess mit integrierter Vergasung; NGCC = Natural Gas Combined Cycle (Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk). -38-

39 4.3.2 Cluster II Ausschließlich zentralisierte Stromerzeugung Cluster II stellt eine weniger industrialisierte Region mit zentraler Stromversorgung dar. Hier finden sich einige große Kohlekraftwerke, jedoch keine industriellen Punktquellen. Bei diesem Cluster wird ein großer Einfluss der schwankenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien erwartet. Tabelle 11 Annahmen zu Punktquellen in Cluster II Punktquelle Einheiten Betriebslastart Beeinflusst durch Schwankungen Kohle + Aminlösungsmittel 4 Woche / Wochenende J IGCC einschl. CO 2 -Abscheidung NGCC + Aminlösungsmittel Stahl + Aminlösungsmittel Zement + Oxyfuel Raffination reiner CO 2 -Fluss Cluster III Verstreute industrielle Quellen und Kraftwerke In Cluster III befinden sich verstreute Industrieanlagen und Kraftwerke in relativ großer Entfernung voneinander. Die meisten Kraftwerke werden mit Kohle gespeist. Tabelle 12 Annahmen zu Punktquellen in Cluster III Punktquelle Einheiten Betriebslastart Beeinflusst durch Schwankungen Kohle + Aminlösungsmittel 5 Tag / Nacht J IGCC einschl. CO 2 -Abscheidung 1 Volllast J NGCC + Aminlösungsmittel 1 Tag / Nacht J Stahl + Aminlösungsmittel 1 Volllast N Zement + Oxyfuel 7 Volllast N Raffination reiner CO 2 -Fluss 1 Volllast N 4.4 Analyse des zum Transport zur Verfügung stehenden CO 2 Im Modell wurde das CO 2 -Produktionsprofil des Clusters an der Schnittstelle mit der Ferntransportinfrastruktur berechnet. Dargestellt werden die Betriebsweisen und Einflüsse der schwankenden Einspeisung auf Cluster I sowie die Ergebnisse für die drei oben genannten Cluster, gefolgt von einer Sensitivitätsanalyse mithilfe mehrerer Fälle zur eingehenderen Untersuchung der Auswirkungen der durch die regenerative Stromerzeugung verursachten Betriebsschwankungen. -39-

40 4.4.1 Ergebnisse: Schwankungen in der CO 2 -Einspeisung Die Ergebnisse, die den Einfluss der EE auf Schwankungen in der Einspeisung aufzeigen, werden in Abbildung 14 dargestellt. Abbildung 14 CO 2 -Einspeiseprofile der Cluster I, II und III mit Angabe der benötigten CO 2 - Durchflussraten, unter der Annahme, dass die Transportinfrastruktur alle anfallenden CO 2 -Mengen zu jeder Zeit transportieren kann. Die Durchflussraten der Cluster I, II und III betragen jeweils ; und kg/s. Cluster I produziert jährlich 35,9 Mt CO 2. Die in der Abbildung oben präsentierten Ergebnisse von Cluster I bauen sich im Wesentlichen aus den folgenden Elementen auf: - Das CO 2 aus in Betrieb befindlichen fossilen Kraftwerken wird von Betriebsmustern beeinflusst, mit einem Grundlastbetrieb in verschiedenen Kraftwerken. - Schwankungen infolge von Betriebsänderungen im Laufe des Tages und/oder der Woche mit kurzen Anlauf- und Auslaufzeiten, entsprechend den jeweiligen Möglichkeiten der Stromerzeugungstechnik. - Der CO 2 -Ausstoß aus fossilen Stromerzeugungsquellen wird durch die Stromerzeugung aus intermittierenden erneuerbaren Energien begrenzt. Die Emissionen aus Industrieanlagen werden nicht durch Schwankungen der intermittierenden Wind- oder Solarkraft beeinflusst und umfassen rund Prozent des gesamten in Cluster I für den Transport zur Verfügung stehenden CO

41 In den beiden anderen Clustern erzeugen die Schwankungen wegen der Art und der Zahl der Industriequellen ein anderes Bild mit den folgenden Schlüsselmerkmalen: - Das CO 2 -Strömungsprofil in Cluster II unterscheidet sich deutlich von dem in Cluster I. Die starken Auswirkungen der EE auf diesen Cluster sind deutlich, da sich hier große und abrupte Schwankungen der Produktionsrate zwischen der minimalen und maximalen Durchflussrate von 250 bis 650 kg/s finden. Die jährliche CO 2 -Produktion des Clusters beträgt 11,7 Mt. Der Einfluss der schwankenden Einspeisungen aus erneuerbaren Energien auf Cluster II kann als groß bezeichnet werden. - Das zum Transport zur Verfügung stehende CO 2 in Cluster III wird einerseits durch ein unregelmäßiges Muster mit relativ stabilen Produktionsraten über längere Zeit (Woche/Wochenendbetrieb der Kohlekraftwerke) und andererseits durch abrupte Veränderungen gekennzeichnet. Die Produktionsrate schwankt zwischen 500 und kg/s. - Die jährliche Gesamtproduktion dieses Clusters (III) beläuft sich auf 22 Mt CO 2. Die Auswirkungen der schwankenden Einspeisungen aus erneuerbaren Energien auf Cluster III können als signifikant bezeichnet werden Ergebnisse: Schwankungen in der CO 2 -Konzentration Das zum Transport zur Verfügung stehende CO 2 in Cluster III wird einerseits durch ein unregelmäßiges Muster mit relativ stabilen Produktionsraten über längere Zeit (Woche/Wochenendbetrieb der Kohlekraftwerke) und andererseits durch abrupte Veränderungen gekennzeichnet. Die Produktionsrate in Cluster III schwankt zwischen 500 und kg/s. Im Hinblick auf die Konzentration des für den Transport in einer Transportinfrastruktur verfügbaren CO 2 wurde der folgende Fall untersucht: In Cluster I liefert der Großteil der ausgewählten Quellen einen CO 2 -reichen Strom mit rund 99 Mol-% CO 2. Dies gilt jedoch nicht für das spezielle Oxyfuel- Verfahren das bei der Ziegelherstellung in der Zementindustrie angewandt wird und eine niedrigere CO 2 -Konzentration von ca. 90 Mol-% ergibt. Schwankungen in der CO 2 -Zusammensetzung werden von der Industrie und in gewissem Maße auch durch den Grundlastbetrieb der fossilen Kraftwerke abgeschwächt. Ein weiteres Beispiel ist der CO 2 - Gehalt der kombinierten CO 2 -Einspeisung in Cluster I, der im schlimmsten Fall bei 95 Prozent lag, auch wenn die abweichende Quelle fast die Hälfte der industriellen CO 2 -Emissionen in diesem Cluster lieferte. Das zeigt den Effekt der Verdünnung, der bei der Mischung der Einspeisungen stattfindet. Sollte das Oxyfuel-Verfahren einbezogen werden, könnten Probleme der Mischung unterschiedlicher CO 2 -Ströme an Relevanz gewinnen, wenn die Zusammensetzung außerhalb der in der Transportinfrastruktur zulässigen Spezifikation liegen sollte. Dies zeigt die Notwendigkeit einer bestimmten Eingangszusammensetzung für alle Einspeisungen, obwohl Nebenbestandteile beim Mischen kleinerer mit größeren CO 2 -Strömen in der Infrastruktur zur Vermeidung der Nichteinhaltung der Netzwerkanforderungen zu jeder Zeit und in der gesamten Infrastruktur verdünnt werden können. -41-

42 4.5 Sensitivitätsanalyse der jährlich abgeschiedenen CO 2 -Mengen Zur Feststellung der Empfindlichkeit des CO 2 -Ausstoßes der Cluster in Bezug auf bestimmte Parameter wurde bei Cluster I eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt. Dabei wurden die folgenden Parameter berücksichtigt: - Mindestlast, die minimale Betriebslast während des Tag-/Nachtbetriebs wurde geändert, - Einfluss der Betriebsstunden, durch Änderung der Betriebsweise (wochentags/wochenende oder Tag/Nacht). Effekt einer Steigerung des Anteils der intermittierenden EE um 50 Prozent - Effekt einer Verringerung des Anteils der intermittierenden EE um 50 Prozent, - Einfluss der Betriebsweisen. Die Ergebnisse werden mit dem Basisfall verglichen und in Abbildung 15 wiedergegeben. Abbildung 15 Einfluss auf das in Cluster I zum Transport verfügbare CO 2. Die Analyse zeigt, dass die Auswirkungen am höchsten sind, wenn keine Industrieemissionen aus Cluster I abgeschieden werden (Sensitivität 9).Das ist nicht weiter erstaunlich, da die industriellen Quellen für die Hälfte der jährlichen CO 2 -Menge in diesem Cluster verantwortlich sind. Dennoch spiegelt dies die gegenwärtig zu beobachtenden Cluster von Quellen in Deutschland wider. Ein Wechsel der Betriebsweise der Kohle- und Gaskraftwerke im Cluster würde die CO 2 -Menge um 8 15 Prozent reduzieren (Sensitivitäten 1, 2 und 3). Bei schwächeren Effekten der EE müssten signifikant höhere CO 2 -Mengen in dem Cluster abgeschieden und abtransportiert werden (Sensitivität 4); bei einem Effekt von 50 Prozent des Basisfalls würde die CO 2 -Menge um 11 Prozent ansteigen und ohne Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien beliefe sich dieser Anstieg auf 30 Prozent (Sensitivitäten 5 und 6). -42-

43 Hinsichtlich des Einflusses der schwankenden Stromerzeugung aus Wind- und Solarkraft haben die drei unteren Balken (Sensitivitäten 6, 7 und 8) in Abbildung 15 folgende Bedeutung: - Ohne den Einfluss der EE lägen die Gesamtemissionen signifikant höher. - Die durch Windkraft verursachten Schwankungen in der Einspeisung sind wesentlich größer als bei der Solarkraft. Wind- und Solarkraft weisen unterschiedliche Schwankungen bei der Einspeisung auf. Solarkraft hat einen Tages-Nacht-Rhythmus, daher überschneidet sie sich teilweise mit Schwankungen der Stromnachfrage. Bei Windkraft ist das nicht der Fall. Daher erfordert die Einspeisung von Windkraft eine größere Backup-Kapazität fossiler Stromerzeugungsquellen als die Einspeisung von Solarkraft. Dieser Effekt beeinflusst auch das CO 2 Abscheidungsprofil. Das veranschaulicht das komplexe Zusammenspiel zwischen Schwankungen in der Stromerzeugung und dem CO 2 -Strom, der transportiert werden muss. Den Fall ohne Industrieemissionen ausgenommen, wird keiner der analysierten Parameter die maximale CO 2 -Produktionsrate des Clusters beeinflussen. Das bedeutet, dass das gesamte abgeschiedene CO 2 des Clusters transportiert werden kann, wenn als Auslegungskapazität der Infrastruktur die maximale CO 2 -Einspeisung aus dem Cluster zugrunde gelegt wird. Wenn die CO 2 -Infrastruktur beispielsweise auf eine 20 Prozent niedrigere Auslegungskapazität bemessen würde, wäre es nicht möglich, das gesamte CO 2 aller angeschlossenen Punktquellen zu transportieren. Hinweis: Für die dargestellte Woche würde das in Cluster I zwar zu einer höheren Auslastung der Infrastruktur führen, aber auch zu einem niedrigeren jährlichen Abscheidungsvolumen (33 Mt/a anstelle von 36 Mt/a) und 7 8 Prozent des zum Transport verfügbaren CO 2 würde aus Kapazitätsgründen nicht transportiert. Aufgrund des unvorhersehbaren Charakters der Schwankungen bei der Einspeisung aus erneuerbaren Energien könnte dieser Fall zutreffen und würde wahrscheinlich zum Ablassen von bereits abgeschiedenem CO 2 führen. Ob das wirtschaftlich ist, muss von Fall zu Fall beurteilt werden. Die jährlich abgeschiedene und transportierte CO 2 -Menge ändert sich signifikant. In diesem Zusammenhang sind vor allem die schwankenden Einspeisungen aus erneuerbaren Energien und die Betriebsweise der Kraftwerke wichtige Variablen, da sie nur schwer vorherzusagen sind und/oder sich mit den Anforderungen des zukünftigen Energiesystems verändern. Der Auslastungsgrad könnte bei der Festlegung der CO 2 -Transporttarife eine Rolle spielen und dürfte wahrscheinlich von Kapazitätsoptimierungen abhängen. Die ganzjährige Verfügbarkeit aller angeschlossenen Quellen sowie die damit in Verbindung stehende Maximalkapazität auf der Ebene von Clustern von Quellen ist ein kritischer Faktor bei der Dimensionierung der CO 2 -Transportinfrastruktur. -43-

44 4.6 Vergleich von Clustern und Schlussfolgerungen Bei einem Vergleich der verschiedenen CO 2 -Durchflussraten und Zusammensetzungsprofile mit dem Cluster-Ansatz ergeben sich folgende Rückschlüsse: - In allen Fällen gibt es eine gewisse Grundeinspeisung, die in etwa zwischen 40 und 65 Prozent der maximalen Einspeisung von für den Transport verfügbarem CO 2 schwankt. - Um den Transport des gesamten verfügbaren CO 2 eines Clusters von Quellen jederzeit zu ermöglichen, ist die Auslegung der Infrastruktur auf die maximale CO 2 -Einspeisung erforderlich. - Wenn die Auslastung der Transportinfrastruktur höher werden muss und CO 2 -Quellen ein intermittierendes Profil haben, dann müssen mehr CO 2 -Quellen mit der CCS-Technik ausgerüstet werden, um eine bestimmte Menge an CO 2 abscheiden zu können. - Industrielle Quellen in einem Cluster tragen dank ihrer relativ geringen Durchflussschwankungen dazu bei, die Schwankungen in der CO 2 -Durchflussrate an der Schnittstelle mit dem CO 2 - Ferntransportnetz abzuschwächen. Dies beeinflusst die Steilheit der Durchflussänderungen sowie die relative Differenz zwischen minimalem und maximalem Durchfluss. Stromquellen und ihre Anfälligkeit für die schwankende Einspeisung aus erneuerbaren Energien sind für die steilen Änderungen und Peaks in der Durchflussrate des zum Transport verfügbaren CO 2 verantwortlich. Die Analyse zeigt, dass mit der Zeit beispielsweise aufgrund der schwankenden Einspeisungen aus erneuerbaren Energien oder anderer kurzfristiger Fluktuationen in der CO 2 -Produktion bei an die CO 2 -Infrastruktur angeschlossenen Quellen große Unterschiede im Durchfluss erwartet werden können. Das wirkt sich in folgender Weise auf die Infrastruktur aus: - Große Unterschiede zwischen maximalen und minimalen Durchflussraten pro Cluster verlangen den Anschluss einer höheren Gesamtkapazität von Quellen, um die gleiche jährliche CO 2 -Einspeisung gewährleisten zu können. - Häufige, schnelle Schwankungen in der Durchflussrate führen dazu, dass im Vergleich zu einer Gruppe von Quellen mit einer verhältnismäßig höheren und konstanteren relativen Durchflussrate mehr CO 2 -Quellen ausgerüstet und an die Transportinfrastruktur angeschlossen werden müssen, um letzten Endes die gleiche transportierte Einspeisung zu erreichen. Beim Zusammenschluss einer größeren Zahl von Stromquellen mit großer CO 2 -Produktion in einem Cluster sind beim Entwurf und Betrieb der Sammel- und Transportinfrastruktur generell höhere Herausforderungen zu bewältigen. Wahrscheinlich müssen in allen Clustern jedoch vergleichbare Schwierigkeiten bewältigt werden und das kombinierte CO 2 -Produktionsprofil in Clustern mit mehr Quellen ist schwacher. Die Cluster verhalten sich ähnlich und aufgrund dieser Ähnlichkeit wird angenommen, dass sie vergleichbar und skalierbar sind. Wie CO 2 -Durchflussprofile den Entwurf und Betrieb der CO 2 -Infrastruktur beeinflussen, wird in den nächsten Kapiteln analysiert. -44-

45 5 TECHNISCHE ANFORDERUNGEN AN DIE CO 2 - INFRASTRUKTUR In den letzten Kapiteln wurden die Rahmenbedingungen für den CO 2 -Transport erläutert und wurde eine Bewertung der Gesamtmenge an CO 2, die in Deutschland bis 2050 abgeschieden werden muss, vorgenommen. Danach wurde das Cluster-Konzept vorgestellt und angewandt, unter anderem um die Dynamik, die bei der CO 2 -Abscheidung in operativen Kraftwerken auftreten kann, zu veranschaulichen. In diesem Kapitel fahren wir mit einer allgemeinen Diskussion der technischen Anforderungen an die CO 2 -Infrastruktur fort. Es ist wichtig zu beachten, dass CO 2 -Transporteinrichtungen in vielen Aspekten mit anderen Transportinfrastrukturen, wie für den Transport von Erdgas und LNG, übereinstimmen. Daher kann bei allen spezifischen Herausforderungen in Zusammenhang mit CO 2 und der Realisierung des CO 2 -Transports von Know-how, Erfahrung, Standards und Praktiken in diesen Bereichen profitiert werden. Der CO 2 -Transport wurde in den USA (vorwiegend aus natürlichen Quellen für EOR- Prozesse zur verbesserten Ölgewinnung) und in einigen anderen Regionen in großem Maßstab realisiert (IPCC, 2005). Für den Aufbau und Betrieb einer deutschen CO 2 -Transportinfrastruktur können die Erfahrungen in den USA eine Grundlage für die spezifische Anwendung des CO 2 -Transports in Deutschland bilden. Zusammensetzung, Druck und Temperatur des zu transportierenden CO 2 haben großen Einfluss auf die Dimensionierung und den Entwurf einer CO 2 -Transportinfrastruktur. Um zu einer optimalen Auslegung zu kommen, sind verschiedene Engineering- und Entwurfsschritte erforderlich. In verschiedenen Phasen dieses Verfahrens werden noch ausführlichere Beschreibungen benötigt, um schließlich zu einem Entwurf zu gelangen, auf dem die Konstruktion basiert werden kann. In diesem Kapitel konzentrieren wir uns auf den Entwurf auf funktionaler Ebene und in den nächsten Kapiteln werden die beiden Arten der Transportinfrastruktur auf konzeptioneller Ebene besprochen. Eine CO 2 -Transportinfrastruktur kann auf einfachem Niveau mit den folgenden Aussagen beschrieben werden: - Bei der zu transportierenden Flüssigkeit handelt es sich um CO 2 mit geringem Anteil an Nebenbestandteilen. Die Zusammensetzung des CO 2 muss mit einer Spezifikation, in der die Bedingungen für den Zugang von Punktquellen festgelegt sind, definiert werden. - Die Infrastruktur benötigt Energie, um das CO 2 aus der/den Punktquelle(n) zu der/den Speicherstätte(n) zu transportieren. - Die Infrastruktur muss bestimmte Standards in Bezug auf Sicherheit und Zuverlässigkeit erfüllen. - Die Transportinfrastruktur ist Teil eines komplexen Systems mit Optimierungen auf integraler Ebene. Die Anforderungen an die Transportinfrastruktur müssen im Rahmen der Systemintegration berücksichtigt werden. -45-

46 In diesem Kapitel wird nicht zwischen der Herkunft oder der Art der Anlagen, die die CO 2 -Quellen bilden, unterschieden. Alle CO 2 -Einspeisungen, die die Schnittstelle zwischen der CO 2 -Abscheidung und dem Transport passieren, sind durch Zusammensetzung, Durchfluss und andere relevante Aspekte, unabhängig von ihrer Herkunft, definiert. In diesem Kapitel gelten die in Kapitel 2 beschriebenen Annahmen und Rahmenbedingungen für die CO 2 -Speicherstätte. Daraus ergeben sich die folgenden Hauptaspekte, die für die CO 2 - Transportinfrastruktur bis zum Jahr 2050 relevant sind: - Die Lagerstätten liegen in der Nordsee. - Es gibt ausreichend Kapazität für die Offshore-Speicherung der CO 2 -Mengen, die in Deutschland bis 2050 abgeschieden werden sollen. - Die Speicherstätten sind für alle Transportarten erreichbar. In den folgenden Unterkapiteln werden die Anforderungen an die CO 2 -Infrastruktur besprochen und weitere technische Herausforderungen identifiziert. In Bezug auf den CO 2 -Transport per Pipeline enthält das Buch Pipeline Transportation of Carbon Dioxide Containing Impurities (Mohitpour M. et. al., 2012) einen guten Überblick über den Stand der Technik im Jahr Der Transport per Schiff wird ausführlich in einem Bericht, der im Auftrag des Global CCS Institute CO 2 Liquid Logistics Shipping Concept (Vermeulen, 2011) verfasst wurde, beschrieben. 5.1 CO 2 -Hauptkenndaten für den Transport Ausgangspunkt für die Festlegung eines geeigneten Modus für den CO 2 -Transport sind die Eigenschaften des CO 2 -Stroms (einschließlich Nebenbestandteile), da diese die spezifischen Eigenschaften des zu transportierenden CO 2 bestimmen. Das Phasendiagramm (Abbildung 16) zeigt die CO 2 - Phasen bei verschiedenen Temperatur- und Druckwerten. CO 2 wird in der Regel in der Flüssig- oder dichten Phase transportiert. Im Prinzip ist es möglich, es in fester Phase, also als Trockeneis, zu transportieren. Das erfordert jedoch einen wesentlich größeren Energieaufwand als die anderen zur Verfügung stehenden Optionen (IPCC, 2005). Die anderen, üblichen Transportoptionen werden in Abbildung 16 als farbliche Blöcke dargestellt. -46-

47 Abbildung 16 CO 2 -Phasendiagramm (übernommen von Chemica Logic, 1999). CO 2 kann als gekühlte Flüssigkeit (hellblau), in der dichten Phase (dunkelblau) oder als Gas (grün) transportiert werden. Beim CO 2 -Transport spielen neben den oben genannten Zusammenhängen zwischen Temperatur und Phase die Kompressibilität und Viskosität eine Rolle. Die Kompressibilität variiert signifikant mit der Phase und nimmt von der Gasphase über die dichte Phase bis hin zur Flüssigphase ab. Auch Druck, Temperatur und Zusammensetzung beeinflussen die Kompressibilität. Schwach kompressible CO 2 -Ströme lassen sich mit geringerem Energieaufwand komprimieren. Das ist bei der Optimierung von Betriebssituationen von Bedeutung. Die Dichte steht in direktem Zusammenhang mit der Kapazität einer gegebenen CO 2 - Transportinfrastruktur. Der Transport in der Gasphase kennzeichnet sich im Vergleich zum Transport in der dichten Phase und der flüssigen Phase durch eine signifikant geringere Dichte. Die Dichte wird sowohl von der Temperatur, dem Druck als auch von der Zusammensetzung des CO 2 -Stroms beeinflusst. In der folgenden Tabelle werden die allgemeinen Bedingungen für den CO 2 -Transport in verschiedenen Phasen wiedergegeben. Beispielsweise aufgrund der Wärmeübertragung in der Rohrleitung oder aufgrund von Druckschwankungen infolge von Höhenänderungen im Verlauf der Leitungstrasse kann die Dichte innerhalb einer Transportinfrastruktur variieren. -47-

48 Tabelle 13 Typische Bedingungen beim Transport von CO 2 in verschiedenen Phasen Gasphase Dichte Phase Flüssigphase (kryogen) Druck Bis zu 38 bar mindestens 73 bar 7 ~20 bar Temperatur Ca.8 C variabel 50 C ~ 20 C Abschließend unterscheidet sich die Transportinfrastruktur in der Kapazität und auch hinsichtlich der Technik signifikant von anderen Transportmöglichkeiten. So gibt es Unterschiede in Bezug auf Eigenschaften wie Phase, Betriebstemperatur und Druck, hinsichtlich der genutzten Technik und Materialien sowie in Bezug auf den Energiebedarf, die Kapazität und die Möglichkeit des Ausbaus. 5.2 Transportarten Der CO 2 -Transport kann mithilfe einer Vielfalt unterschiedlicher Systeme durchgeführt werden. In diesem Unterkapitel beschränken wir die weitere Diskussion über Transportarten auf die, die im Rahmen dieser Studie angewandt werden können, d.h. auf den Transport dutzender Megatonnen CO 2. Die Wahl eines Transportsystems hängt von mehreren Parametern ab. Dazu gehören die Transportkapazität, der Abstand zwischen Quelle und Speicherstätte, die Verfügbarkeit geeigneter Wasserstraßen oder Rohrleitungstrassen und die Lage der Speicherstätte. Der CO 2 -Transport kann mithilfe von Pipelines, Schiffen, LKW und Eisenbahn durchgeführt werden. Für die in dieser Studie untersuchte CO 2 -Speicherung im großen Maßstab werden umfangreiche Logistiksysteme benötigt. Wegen des Umfangs wäre ein Transport auf der Straße oder Schiene extrem kostspielig (Svensson, Odenberger, Johnsson, Strömberg, 2004) (Mohitpour M. et. al., 2012). Der Gasphasentransport ist in den meisten vorhersehbaren Fällen wegen der geringeren Dichte des Transportmediums und des sich daraus ergebenden begrenzten Massedurchsatzes ungeeignet (Mohitpour M. et. al., 2012). Abschließend lässt sich festhalten, dass der Gasphasentransport aufgrund der Durchflussmengen und Entfernungen bei dem in Deutschland vorgesehenen CO 2 -Transport ungeeignet erscheint. Aus diesem Grund wurden in dieser Studie die folgenden Transportsysteme untersucht: - Offshore-Pipelines, - Onshore-Pipelines, - Transport von verflüssigtem CO 2 mit Binnenschiffen, - Transport von verflüssigtem CO 2 mit Hochsee-CO 2 -Tankern. -48-

49 5.3 Streckenführung und die Kombination von Transportarten Die möglichen Trassen für den CO 2 -Transport von der Quelle zur Speicherstätte werden in Abbildung 17 dargestellt. Abbildung 17 Mögliche Routen und Kombinationen von CO 2 -Transportarten (übernommen von Vermeulen, 2011). Die anfängliche Aufbereitung und Verdichtung wird als Aufgabe der CO 2 -Quellen betrachtet. Die CO 2 -Transportkette besteht aus mehreren Komponenten und reicht von den verschiedenen CO 2 - Punktquellen bis zu den Speicherstätten. Die Glieder der CO 2 -Transportkette über Pipelines und Schiffe werden nach einer allgemeinen Diskussion der CO 2 -Qualität in den folgenden Unterkapiteln beschrieben. 5.4 Zusammensetzung des transportierten CO 2 Eines der wichtigsten Themen der Diskussion über den CO 2 -Transport ist der Einfluss von Nebenbestandteilen. Aufgrund der Tatsache, dass das abgeschiedene CO 2 nicht nur aus CO 2 besteht, sondern auch verschiedene Nebenbestandteile enthalten kann, stellt sich die Frage, welche Anforderungen die Zusammensetzung in einem spezifischen Transportsystem erfüllen müsste. Diese Studie kann zwar keine abschließende Antwort auf diese Frage geben, aber wohl die mit der Zusammensetzung in Verbindung stehenden Aspekte beleuchten. Diese Aspekte ergeben sich auf verschiedenen Ebenen wie: - Systementwurf, - Betriebliche Prozesse, - Asset Integrity (Integrität von Vermögenswerten), - Gesundheit, Sicherheit & Umwelt. Um die negativen Auswirkungen zu begrenzen, kann abgeschiedenes CO 2 nach der Abtrennung gereinigt werden. Es ist ein Kompromiss zu finden zwischen der Zulassung eines kleinen Anteils von Nebenbestandteilen im Transportsystem, deren Beseitigung kostspielige Maßnahmen in der Abschei- -49-

50 dungsanlage verlangte, und der Zulassung größere Anteile, die zu zusätzlichen Kosten im Transportsystem führen könnten. Die CO 2 -Qualität bezieht sich auf die Zusammensetzung des CO 2 -Stroms. Für den CO 2 -Transport per Pipeline oder Schiff wurde noch keine detaillierte Spezifikation der Zusammensetzung mit verbindlichem Charakter festgelegt, obwohl der DVGW in dieser Frage bereits einen Leitfaden vorbereitet. Unternehmen, die schon heute im CO 2 -Transport aktiv sind, verwenden dabei ausnahmslos eigene Spezifikationen, in denen alle gegebenenfalls in ihrer spezifischen Situation geltenden Einschränkungen und Verbote berücksichtigt werden (IPCC, 2005). Einschränkungen hinsichtlich des Vorhandenseins oder der Konzentration bestimmter Bestandteile können aus den folgenden Gründen auferlegt werden: - Thermodynamisches Verhalten: Nebenbestandteile im CO 2 -Strom beeinflussen die Phasenübergangslinie und andere thermodynamische Eigenschaften wie Wärmekapazität, Dichte etc. Ausmaß und Art der Effekte werden durch die Art des Bestandteils bestimmt und können zu erheblichen Einschränkungen beispielsweise in der Transportkapazität der CO 2 -Infrastruktur führen, den Bedarf an benötigter Verdichtungsenergie steigern oder die verlangte Wandstärke von Rohrleitungen beeinflussen. - Zur Korrosionsverhinderung: in erster Linie durch Begrenzung der Wasserkonzentration. Diese Themen werden in den nachstehenden Unterkapiteln behandelt. Aus allen drei Themen ergeben sich verschiedene Gründe, den Anteil von Nebenbestandteilen in die Transportinfrastruktur zu begrenzen. Die Wasserbeschränkungen gelten sowohl für die Infrastruktur eines Transports per Pipeline als auch für die Infrastruktur eines Transports per Schiff. In einer Infrastruktur mit Schiffen muss zum Aufbereitungsprozess eine sorgfältige Dehydratation gehören, weil der Verflüssiger für gefrierendes Wasser anfällig ist (Vermeulen, 2011) Thermodynamisches Verhalten Wenn im CO 2 -Strom andere Bestandteile enthalten sind, ändern sich die thermodynamischen Eigenschaften und können deutlich die Transport- und Speicherprozesse beeinflussen (De Visser, 2008; Anheden et al., 2005). Wenn CO 2 in der dichten Phase mit kleinen Mengen dieser Nebenbestandteile vermischt wird, entsteht zwar in der Regel ein homogenes Gemisch, aber das thermodynamische Verhalten wird von diesen Nebenbestandteilen stark beeinflusst. Nebenbestandteile können die Kapazität der Pipeline begrenzen. Nicht kondensierbare Gase beeinträchtigen das thermodynamische Verhalten des CO 2 -Gemisches; Beispiele dafür sind Ar, CH 4, H 2, N 2 und O 2. Die Auswirkungen auf die Pipelinekapazität sind begrenzt, können aber in extremen Fällen eine Kapazitätsreduzierung um bis zu 25 Prozent bewirken. Außerdem ist der benötigte Mindestdruck zur Vermeidung von Zweiphasenströmungen in Pipelines höher (Seevam, 2008). Es ist wirtschaftlich sinnvoll, die Effekte auf die Kapazität zu begrenzen. In der Literatur werden die nicht kondensierbaren Stoffe üblicherweise auf 4 Vol.-% begrenzt (Mohitpour M. et al., 2012). Die Ent- -50-

51 fernung nicht kondensierbarer Stoffe verlangt zusätzliche Prozessschritte und ist mit einem erheblichen Investitions- und Betriebsaufwand verbunden. Diese Prozesse finden in der Regel an der CO 2 - Quelle statt. Die Wahl der optimalen Begrenzung des Anteils nicht kondensierbarer Stoffe wird von wirtschaftlichen Aspekten beeinflusst. Ein höherer zulässiger Anteil führt zu höheren Transportkosten, während sich die Reinigungs- und Verdichtungskosten in der Abscheidungsanlage dadurch reduzieren. Zur Bestimmung des optimalen Anteils nicht kondensierbarer Stoffe sind fallspezifische Berechnungen erforderlich Korrosionsverhinderung Gegebenenfalls in einer CO 2 -Transportinfrastruktur vorhandenes freies Wasser (d.h. kondensiertes Wasser, das sich nicht im CO 2 auflöst) reagiert mit CO 2 leicht zu Kohlensäure. Das verursacht bei normalem Rohrleitungsstahl Korrosion. Aus diesem Grund ist zu verhindern, dass freies Wasser in eine CO 2 -Pipeline gelangen kann. Der Wassergehalt des CO 2 -reichen Stroms ist der maßgebliche Faktor für die Korrosionsgeschwindigkeit. Außerdem ist bekannt, dass SO 2 und O 2 die Korrosionsgeschwindigkeit deutlich erhöhen (Xiang, Wang, Yang, Ni, Li, 2011). Daher sollte der O 2 - und SO 2 - Gehalt näher untersucht werden. Wenn die Wasserkonzentration niedriger ist als die Löslichkeit von Wasser in CO 2, löst sich das gesamte Wasser und ist kein freies Wasser vorhanden. Unter normalen Betriebsbedingungen beträgt die Löslichkeit von Wasser in reinem CO ppm oder mehr (siehe Abbildung 18). In CO 2 mit Nebenbestandteilen wie O 2 und SO 2, tritt freies Wasser bei niedrigeren Wasserkonzentrationswerten auf. Schließlich hängt die Löslichkeit von Wasser in CO 2 von Temperatur, Druck und Zusammensetzung ab. Um zu bestimmen, wie hoch die Wasserkonzentration sein darf, müssen alle diese Faktoren berücksichtigt werden. Abbildung 18 Löslichkeit von Wasser in reinem CO 2 als Funktion von Druck und Temperatur (Austegard, 2006). -51-

52 Beim Ausblasen einer Pipeline fallen Temperatur und Druck des CO 2, was die Löslichkeit verringert. Über das Ausmaß dieses Effekts ist wenig bekannt, sodass bei der Festlegung der maximal zulässigen Wasserkonzentration Vorsicht geboten ist. Die verwendeten Grenzen schwanken zwischen 20 und über 500 ppmv (Teile je Millionenvolumen) (Mohitpour M. et al., 2012). Die bei vorhandenen CO 2 - Pipelines gesammelten Erfahrungen scheinen darauf hinzuweisen, dass Werte über 500 ppmv akzeptabel sind. Es wurden keine signifikanten Probleme genannt. Es müssen jedoch noch spezifische Informationen über die beim Ausblasen in verschiedenen Szenarien erreichten Temperatur- und Druckwerte ausgewertet werden, um zu beurteilen, welche Wasserkonzentrationsgrenze festgelegt werden kann. Schließlich schlagen Mohitpour et al. als potenzielle Lösung die Anforderung vor, die Wasserkonzentration auf Werte unter 60 Prozent des Taupunkts zu begrenzen (Mohitpour M. et. al., 2012) Überlegungen zu Gesundheit, Sicherheit und Umwelt Eine weitere Anforderung an die Qualität der CO 2 -Einspeisung in eine CO 2 -Infrastruktur kann aufgrund ihrer Auswirkungen auf Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltaspekte (HSE) gestellt werden. Der in diesem Unterkapitel behandelte spezifische Aspekt betrifft die Belastung der Gesundheit am Arbeitsplatz durch gefährliche Stoffe im CO 2 -reichen Strom. Wenn CO 2, beispielsweise bei einer unbeabsichtigten Entlüftung, freigesetzt wird, geschieht dies zusammen mit seinen Nebenbestandteilen. Aus diesem Grund sollten die Konzentrationen gefährlicher Stoffe im CO 2 berücksichtigt und möglicherweise begrenzt werden, um ein akzeptables Niveau im CO 2 -Transport zu ermöglichen. Im hier angewandten Ansatz wird davon ausgegangen, dass bei der Freisetzung eines CO 2 -Stroms mit Nebenbestandteilen, die daraus resultierende Belastung durch die Nebenbestandteile die Gefährdung durch die zulässige kurzfristige CO 2 -Exposition nicht überschreitet. Dieser Ansatz zur Bestimmung der Grenze für die Konzentration von Nebenbestandteilen entstammt dem Dynamis-Projekt (De Visser, 2008). In allen Fällen, die zur Freisetzung eines transportierten CO 2 - Stroms führen, sollten die Nebenbestandteile nicht schädlicher als das CO 2 selbst sein. Das ist der Fall bei für den Transport und die Speicherung aufbereitetem CO 2 in normaler Qualität Mischen unterschiedlicher CO 2 -Ströme Das Mischen mehrerer CO 2 -Ströme kann ein Punkt sein, dem Aufmerksamkeit zu widmen ist. Die Zusammensetzung von zwei Strömen mit unterschiedlicher Zusammensetzung, die jeweils die Transportanforderungen erfüllen, könnte theoretisch zu einem neuen Strom mit unerwünschter Zusammensetzung führen, und chemische Reaktionen zwischen den Komponenten könnten unerwünschte Reaktionsprodukte entstehen lassen. Diese Konzentrationen könnten die Eigenschaften des CO 2 - Gemisches verändern, was zu einer niedrigeren Wasserlöslichkeit und einem anderen Phasendiagramm führt. CO 2 -Spezifikationen sind so auszuarbeiten, dass beim Mischen spezifikationsgemäßer CO 2 -Ströme keinesfalls nicht-spezifikationsgemäße CO 2 -Ströme entstehen. -52-

53 Folgende Fragen sind Forschungsgegenstand: - Die zulässige Wassermenge, - Auswirkungen von Interaktionen zwischen Nebenbestandteilen, - Mögliche Interaktion infolge des Mischens verschiedener CO 2 -Quellen. Abbildung 19 Phasendiagramm für CO 2 in ternären Kombinationen (Seevam, 2008). Transportbereich in der dichten Phase (blau) bzw. Gasphase (grün). Nebenbestandteile haben Einfluss auf das thermodynamische Verhalten des Gemisches. Wie in Abbildung 19 zu sehen ist, verändern Nebenbestandteile das Phasendiagramm. Die dargestellten Gemische haben fünf bis zehn Prozent Nebenbestandteile. Die zulässigen Mengen an Nebenbestandteilen sind noch unbekannt. In Unterkapitel 6.2 werden die betrieblichen Aspekte des CO 2 -Transports behandelt. -53-

54 5.5 Erkenntnisse über die technischen Anforderungen einer CO 2 - Transportinfrastruktur Bei der Realisierung einer CO 2 -Infrastruktur kann auf jahrzehntelange Erfahrung mit bestehenden Infrastrukturen wie CO 2 -Pipelines, Erdgaspipelines, LNG-Schifffahrt und der Prozessindustrie im Allgemeinen zurückgegriffen werden. Für einen CO 2 -Transport in großem Maßstab sind nicht alle Transportmöglichkeiten geeignet. Die geeigneten Optionen sind: - Offshore-Pipelines, - Onshore-Pipelines, - Transport von verflüssigtem CO 2 mit Binnenschiffen, - Transport von verflüssigtem CO 2 mit CO 2 -Tankern. Eine CO 2 -Qualitätsspezifikation ist so festzulegen, dass eine Reihe der in diesem Unterkapitel besprochenen Aspekte berücksichtigt werden: - Integrität der Transportinfrastruktur, - Zuverlässigkeit des Transports, - Kostengünstiger Betrieb, - Gesundheit, Sicherheit und Umwelt. Die oben genannten Fragestellungen sind Gegenstand laufender Untersuchungen. Wenn in Europa und Deutschland eine groß angelegte CO 2 -Transportinfrastruktur aufgebaut wird, werden die vorhandenen Kompetenzen, Technik und Standards wie Dimensionierung, Baustandards, Betriebsverfahren und Sicherheitsstandards angewandt. Die technische und wirtschaftliche Optimierung sollte zwar durch Anstrengungen in Forschung und Entwicklung in Bezug auf die genannten Themen erreicht werden, aber aus technischer Sicht kann die bewährte Technik die verlangten Lösungen bieten. -54-

55 6 TRANSPORT PER PIPELINE Der CO 2 -Transport per Pipeline verlangt eine Kette mit einer Reihe von Gliedern oder Komponenten, die unten besprochen werden, um einen klaren Überblick über die Anforderungen und Herausforderungen für den Pipelinetransport zu verschaffen. Da der Gasphasentransport für den Transport von CO 2 im verlangten Maßstab, wie in Kapitel 5 besprochen, als ungeeignet betrachtet wird, werden ausschließlich der Transport in der flüssigen Phase oder in der dichten Phase besprochen. Die zu erörternden Komponenten sind: - Sammelnetzwerk, - Verdichter, - Hauptleitung, - Booster, - Übergabestation, - Offshore-Pipeline. CO 2 -Lieferanten liefern CO 2 an der Schnittstelle zwischen dem Verdichter, der als Teil der CO 2 - Abscheidungsanlagen betrachtet wird, und dem Sammelnetzwerk ab. Die Offshore-Pipeline stellt die Verbindung mit der Injektionsanlage her, die im Rahmen dieser Studie nicht erörtert wird. Nach der Beschreibung der Hauptsystemkomponenten wird im weiteren Verlauf des Kapitels der Betrieb des Transportsystems beschrieben. 6.1 Komponenten einer Pipeline-Infrastruktur Sammelnetzwerk Das CO 2 jeder Quelle wird verdichtet und an der Schnittstelle zwischen Abscheidung und Transport in eine Pipeline eingespeist. Hier werden Durchfluss, Druck, Temperatur und Zusammensetzung überwacht, um sicherzustellen, dass das CO 2 den vom Netzbetreiber festgelegten Spezifikationen entspricht. In einem Sammelnetz, das an eine Hauptleitung angeschlossen ist, können mehrere Quellen von abgeschiedenem CO 2 miteinander verknüpft werden. Am Sammelpunkt werden alle ankommenden Rohrleitungen in einer Sammelstation mit der bzw. den Hauptleitungen verbunden. An der Sammelstation werden die ankommenden CO 2 -Ströme kontinuierlich überwacht. Abhängig vom gewählten Geschäftsmodell können Messdaten verwendet werden, um Kosten auf die verschiedenen Parteien zu verteilen Verdichter Da der Verdichter als Teil der CO 2 -Quelle definiert ist, wird davon ausgegangen, dass das CO 2 an der Einleitstelle in das Transportsystem hochkomprimiert ist (Dichte Phase). Die Wahl des richtigen Verdichters stellt ein eigenes Studienthema dar, da hohe Kapazitäten verlangt werden und die Erfahrung mit CO 2 -Radialverdichtern mit großer Kapazität auf einige wenige Anlagen, in denen Verdichter für -55-

56 derartige Volumina in Betrieb sind, begrenzt ist. Radialverdichter dieser Größe haben begrenzte Betriebsfenster und erfordern im Betrieb große Sorgfalt, um bei schwachen Strömen CO 2 mit dem gewünschten Druck zu liefern. Diese Beobachtungen basieren auf Gesprächen mit Herstellern von Verdichtern. Das begrenzte Betriebsfenster des Verdichters beeinflusst das Rohrleitungsnetz so, dass der Verdichter bei der Einspeisung von CO 2 in das Rohrleitungsnetz einen limitierenden Faktor darstellen kann. Nicht alle Kombinationen von Menge und Druck lassen sich effizient realisieren Onshore-Pipeline Die Onshore-Pipeline ist eine Rohrleitung oder möglicherweise ein Bündel von mehreren Rohrleitungen, die von der Sammelstation zur Übergabestation laufen. Sie könnte auch zu einer Speicherstätte an Land führen, aber in dieser Studie wird nur die Offshore-Speicherung berücksichtigt. Im Folgenden werden einige grundlegende Aspekte des Pipeline-Entwurfs beleuchtet Kapazität Die Kapazität ist eines der charakteristischen Merkmale der Pipeline. Sie wird als die in einem bestimmten Zeitraum zu transportierende CO 2 -Menge definiert. Die Beziehung zwischen Rohrleitungsdurchmesser und Transportkapazität wird in der folgenden Tabelle angegeben. Die Transportkapazität wird in Übereinstimmung mit der üblichen Praxis des CO 2 -Transports bei der Enhanced Oil Recovery (verbesserten Ölgewinnung, kurz EOR) in den USA präsentiert. Rohrleitungen werden in Standard- Durchmessern hergestellt, aber Wandstärken können so gewählt werden, dass sie die Anforderungen des jeweiligen Projekts erfüllen. Die Transportkapazität einer Pipeline wird von einer Reihe von Faktoren bestimmt. In Abbildung 20 wird ein technisch-wirtschaftliches Optimum für die Pipelinekapazität dargestellt. Der Rohrleitungsdurchmesser ist ein wichtiger Parameter. Er wird in Zoll ( ) angegeben. Ein Zoll beträgt 25,4 mm. -56-

57 Abbildung 20 Optimierung eines Pipelinesystems für den CO 2 -Transport (Kaufmann, 2008). Diese Grafik zeigt, dass zwar ein optimaler Durchsatz für jeden Rohrleitungsdurchmesser vorhanden ist, aber dass bei höheren Transportkosten ein höherer Durchsatz möglich ist. Definition: MTA = Mt/a. Die Linien in Abbildung 20 ergeben die Werte für die in Tabelle 14 aufgeführten Pipelinekapazitäten. Tabelle 14 Korrelation zwischen Rohrleitungsdurchmesser und Transportkapazität Durchmesser Maximale Transportkapazitäportkapazität Maximale Trans- (") Mt/a kg/s Aufgrund der Tatsache, dass sich CO 2 in der dichten Phase noch in gewissem Maß weiter verdichten lässt, kann die Rohrleitung zwar als Puffer verwendet werden, allerdings ist die dadurch zu erzielende Pufferkapazität begrenzt. Eine Verdoppelung des Drucks im System führt zu einer Erhöhung der Masse im System, die bei normalen Temperaturen des unterirdischen Transports etwa 7 Prozent entspricht. Wenn eine CO 2 -Pufferung im Transportsystem in Betracht gezogen wird, ist eine sorgfältige -57-

58 Optimierungskalkulation anzustellen. Abbildung 20 zeigt, dass eine Rohrleitung einen Strom aufnehmen kann, der signifikant größer ist als der preisgünstigste Strom. Das lässt sich mit Zwischenpumpstationen erreichen, ist jedoch wegen des höheren Energiebedarfs mit höheren Betriebskosten verbunden. Aus diesem Grund wird eine Kostenoptimierung der Pipeline-Infrastruktur empfohlen Material Die Diskussion über die Wahl des Materials für die Konstruktion der Pipeline bezieht sich sowohl auf das Sammelnetz als auch auf die Hauptleitung. Das ausgewählte Rohrleitungsmaterial ist Kohlenstoffstahl, die wirtschaftlichste Option, die in der gesamten CO 2 -Transportindustrie verwendet wird. Wie im Unterkapitel über die CO 2 -Qualität beschrieben, ist Kohlenstoffstahl bei Kontakt mit freiem Wasser anfällig für Korrosion. Allerdings lässt sich dieses Problem mit einer ausreichend niedrigen Wasserkonzentration vermeiden (Oosterkamp, 2008). Das zur Einhaltung der Wasserspezifikation benötigte Equipment gehört zur Abscheidungsanlage der Quelle und wird aus diesem Grund in dieser Studie nicht näher besprochen. Wegen der Eigenschaften von Hochdruck-CO 2 ist eine sorgfältige Evaluation der benötigten so genannten Schlagzähigkeit des Materials erforderlich, um Rissausbreitungsprobleme zu vermeiden. Eine Rissausbreitung lässt sich durch die Wahl eines Materials mit der geeigneten Schlagzähfestigkeit bei gegebenen Betriebsbedingungen der Rohrleitung verhindern. Um die Material- und Entwurfsanforderungen im Zusammenhang mit der Rissausbreitung bestimmen zu können, wurden verschiedene Forschungsprogramme durchgeführt, wie beispielsweise das SARCO2 Projekt (Demofonti, 2011). Dichtungen und andere weiche Werkstoffe sind sorgfältig auszuwählen, da Elastomere beim Einsatz in einer Umgebung mit hochkomprimiertem CO 2 (Dichte Phase) schnell beschädigt werden können. Weiche Werkstoffe werden in der Industrie Testprogrammen unterzogen. Derzeit laufen Studien zur Bestimmung der geeignetsten weichen Werkstoffe für die Anwendung in einer CO 2 -Transportinfrastruktur. Diese Forschungsprojekte sind intern und allgemein zugängliche Informationen über geeignete weiche Materialien wurden bisher noch nicht veröffentlicht. Die bisherige Erfahrung hat gezeigt, dass sich einige Arten von weichen Werkstoffen in hochkomprimiertem CO 2 (Dichte Phase) lösen oder nach einem Drucksturz störungsanfällig sind. Dies kann geschehen, wenn sich CO 2 unter hohem Druck in dem Material gelöst und nach einem plötzlichen Druckabfall ausgedehnt hat. Dabei beschädigt das sich ausdehnende CO 2 das Elastomer. Durch eine sorgfältige Materialauswahl lässt sich dies jedoch verhindern (Oosterkamp, 2008) Geografische Herausforderungen Hinsichtlich der Streckenführung der CO 2 -Transportleitungen durch Deutschland sind mehrere Hindernisse zu erwarten und Punkte zu beachten. Sie werden im Folgenden auf der Grundlage von zwei Berichten beschrieben (Mohitpour M. et al., 2003; Mohitpour M. et al., 2012). -58-

59 Straßen, Eisenbahnen und Wasserstraßen Alle wichtigen Wasserstraßen und jede größere Straße oder Gleisstrecke werden höchstwahrscheinlich mit Horizontalbohrungen gequert. Leitungskreuzungen erhöhen die Kosten der Pipeline in erheblichem Maße und können nicht an allen Standorten angelegt werden. Naturschutzgebiete und Erholungsgebiete Die Verlegung einer Pipeline durch ein Naturschutzgebiet oder ähnliche Gebiete mit großer ökologischer Bedeutung und/oder hohem Erholungswert ist Beschränkungen unterworfen. Seen Eine Pipelinetrasse kann grundsätzlich einen See passieren, aber dies würde zwei Anlandungen und eine auf dem Boden des Sees verlegte Pipeline erfordern. Wenn der See ausreichend schmal und der Untergrund geeignet ist, kann eine Horizontalbohrung durchgeführt werden. Sicher ist aber, dass durch die Querung eines Sees die Pipeline erheblich kostspieliger würde. Seen werden bei der Streckenführung so weit wie möglich vermieden. Erhebungen Steigungen und felsiger Untergrund würden den Bau erheblich verteuern, weil Felsböden für das Verlegen von Pipelines weniger geeignet sind und Steigungen im Pipelinebau zusätzliche Herausforderungen darstellen. Bebaute Gebiete Transportrouten durch bebaute Gebiete werden so weit wie möglich vermieden. In einer bebauten Umgebung ist Sicherheit ein nicht zu vernachlässigender Punkt. Darüber hinaus müsste die hohe Dichte jeder oberund unterirdischen Bebauung wie Gebäude, Straßen, Rohrleitungen, Kabel etc. berücksichtig werden, was zu starken Einschränkungen in der Streckenführung führen würde und wesentlich kostspieliger wäre als eine Trassenführung durch dünn besiedelte Gebiete. Hinsichtlich der Streckenführung ist das der wichtigste begrenzende Faktor Booster Um den Druck zu erhöhen, wenn er am Einspeisepunkt nicht so hoch angelegt werden kann, dass der Druck am Ausgang der Pipeline noch ausreichend hoch ist, kann es notwendig sein, im Verlauf der CO 2 -Pipeline eine Zusatzpumpe zu installieren. Sollte für den Offshore-Abschnitt eine Druckerhöhungsanlage benötigt werden, würde sich eine landseitige Installation empfehlen, weil die Installation und der Betrieb einer Druckerhöhungsanlage im Meer eine komplizierte und kostspielige Aufgabe ist. Ein Booster kann erforderlich sein, wenn die Pipeline-Route eine Erhebung passiert: Der Druck in der Rohrleitung verringert sich beim Steigen des CO 2 -Stroms. In einigen Fällen könnte eine Druckerhöhungspumpe notwendig sein, um das CO 2 zur Vermeidung eines Phasenübergangs auf dem erforderlichen Druck zu halten. Um im Bereich von Hügelgipfeln im abwärts gerichteten Strom mit unter- -59-

60 schiedlichen Kapazitäten einen ausreichenden Druck zu gewährleisten, sind operative und bauliche Lösungen erforderlich. Bei der Offshore-Injektion ist eine Optimierung zwischen Strömung, Rohrleitungsdurchmesser und Zwischenverdichtung oder Druckerhöhung erforderlich. Besondere Berücksichtigung verdient die Tatsache, dass eine Zwischenverdichtung oder Pumpstationen mit Energie versorgt werden müssen. Im Meer wäre dies viel aufwändiger als an Land, was in der Optimierungsstudie zu berücksichtigen ist Übergabestation Die Verbindung zwischen einer Onshore- und einer Offshore-Pipeline wird als Übergabestation bezeichnet. Dafür wurde ein spezieller Ort ausgewählt, wo das Rohrleitungsnetz die Uferlinie passiert. Hier kann Technik aus der Erdgasindustrie angewandt werden. Eine ausgereifte Technik ist vorhanden und für eine CO 2 -Pipeline sind keine besonderen Eigenschaften vorgesehen. Beim Verlegen der Pipeline kann auf vorhandene Technik zurückgegriffen werden Offshore-Pipeline Offshore-Pipelines für den CO 2 -Transport unterscheiden sich nicht notwendigerweise von Erdgas- Pipelines. Sie werden in ähnlicher Weise und nach den jeweiligen Vorschriften und Normen verlegt. Offshore-CO 2 -Pipelines werden nicht mit Absperrventilen und Verdichtung ausgerüstet. Die Energieversorgung einer Verdichtungsstation ist schwierig und kostspielig und kann durch Anlegen eines ausreichenden Eingangsdrucks am Ausgangspunkt der Offshore-Pipeline vermieden werden. Im Entwurf der Pipeline müssen Herausforderungen in unebenem Gelände wie Meeresgräben berücksichtigt werden. Bei der Streckenführung sind erwartete Wracks und schwierige Geländebedingungen wegen eventuell aus Umweltschutz- oder Sicherheitsgründen zu vermeidenden Flächen zu beachten. In dieser Hinsicht unterscheiden sich CO 2 -Pipelines nicht von Erdgaspipelines. Im sicheren und effizienten Entwurf und Verlegen von Offshore-Pipelines wurde über mehrere Jahrzehnte Erfahrung gesammelt. Beim Verlegen einer Offshore-CO 2 -Infrastruktur kann diese Erfahrung genutzt werden. Es werden keine größeren Probleme erwartet. Möglicherweise sind weitere Forschungsarbeiten erforderlich, um eventuelle Auswirkungen eines durch Anker oder Fischereiaktivitäten verursachten Unterwasseraustritts von CO 2 zu beurteilen. Diese Fragen werden derzeit in internationalen Forschungsprojekten untersucht. Lecks in CO 2 -Pipelines unterscheiden sich von denen in Erdgaspipelines, da bei einem Druck oberhalb der Phasengrenzkurve flüssig-gasförmiges CO 2 austritt, das sich bei entsprechenden Tiefen am Meeresboden ansammeln kann. In geringeren Tiefen entsteht gasförmiges CO 2 mit entsprechendem Temperaturabfall und möglicher Eisbildung. Der Unterwasseraustritt von CO 2 ist Gegenstand von Forschungsprojekten, von denen noch keine Schlussfolgerungen vorliegen. -60-

61 6.2 Betrieb Der Betrieb des Rohrleitungsnetzes ist von Bedeutung, da er die Leistung auf täglicher Grundlage bestimmt. CO 2 -Pipelines sind seit Jahrzehnten weltweit ohne nennenswerte Probleme in Betrieb. Der Betrieb eine CO 2 -Pipeline ist daher gängige Praxis. Für die Ausarbeitung dieses Kapitels wurden Informationen der aktiven CO 2 -Transportunternehmen, soweit sie öffentlich zugänglich waren, Informationen aus FEED-Studien (Vattenfall, 2011; ScottishPower CCS Consortium, 2011) sowie interne Fachkenntnisse von DNV zu Hilfe gezogen (DNV, 2010) Betriebsphilosophie Im operativen Geschäft eines CO 2 -Netzwerks werden die Art und Weise der Nutzung der Infrastruktur, die ergriffenen Maßnahmen sowie die zu beachtenden Grenzen beschrieben. Die Art, wie das System durch das Team von Betreibern betrieben wird, hat der Betriebsphilosophie zu entsprechen. Die Hardware wird nach den Entwurfsspezifikationen und gemäß staatlichen Rechtsvorschriften und Entwurfsregeln gebaut, aber die tatsächliche Funktionsweise des Systems wird vom Betreiberteam bestimmt. Die Aufgabe dieses Teams ist es, die Ziele des Gesamtsystems innerhalb der festgelegten Grenzen und in einer effizienten und optimierten Art und Weise zu erfüllen. Nach der im UK Carbon Capture and Storage Demonstration Competition beschriebenen Betriebsphilosophie von Shell sind die wichtigsten Ziele des Betreiber-Teams: - die Sicherung eines hohen Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltstandards sowie die Einhaltung von Rechtsvorschriften und Unternehmensrichtlinien und -verfahren, - die Begrenzung der Risiken für die Arbeitnehmer auf ein akzeptables Niveau, As Low As Reasonably Practicable (so niedrig wie möglich, ALARP), - die Minimierung von Risiken durch Transport, Großunfälle und Berufsrisiken, - die Gewährleistung, dass die CO 2 -Injektionhinsichtlich der Quantität und der Qualität vertragliche Verpflichtungen korrekt erfüllt, - der Betrieb der Anlage auf kostengünstigste Art und Weise, - die Sicherung der technischen Integrität aller Anlagegüter in Besitz und Betrieb, - die Sicherstellung, dass in den Anlagen dank der Bereitstellung entsprechender Mittel und Techniken die geeignete Technik zum Einsatz kommt, - die Sicherung der technischen Integrität aller (kritischen) Anlagegüter in Besitz und Betrieb. Besondere Aufmerksamkeit wird auch der Instandhaltung der sicherheitskritischen Elemente, die zur Sicherstellung der vollen Funktionsfähigkeit von Schutzeinrichtungen und Rettungsmitteln benötigt werden, gewidmet, - die Optimierung der Rekrutierung, Aus- und Fortbildung des Personals, - die Gewährleistung, dass in den Anlagen dank der Bereitstellung entsprechender Mittel die geeignete Technik zum Einsatz kommt. Dies bedeutet nicht notwendigerweise den Einsatz der neuesten verfügbaren Technik, sondern die Verwendung bewährter Technik. -61-

62 Alle damit verbundenen Strategien basieren auf dem sicheren und verantwortungsvollen Betrieb des Systems, einschließlich Instandhaltungsstrategien, Planung, Arbeitsprozessen etc. Die hier beschriebenen operativen Aspekte einer CO 2 -Pipeline basieren auf einer Kombination von aktuellen operativen Leitlinien von CO 2 -Transportunternehmen und in FEED-Studien potenzieller CO 2 - Transportprojekte genannten Funktionsbeschreibungen. Wo dies möglich ist, werden im weiteren Verlauf genaue Kriterien für den Betrieb vorgestellt. Denn sachbezogene Daten aus Betriebsrichtlinien geben einen Hinweis auf die Werte, die gegenwärtig in dem in Betrieb befindlichen konkreten System verwendet werden, ohne aus diesen Daten allgemeinere Anweisungen herauszufiltern. Dies zeigt, dass in konkreten Anlagen alle Betriebsaspekte berücksichtigt, kontrolliert und in Betriebsrichtlinien festgelegt werden. Vorgestellte FEED-Studien zu neuen CO 2 -Transportprojekten in Europa lassen die betriebliche Erfahrung vermissen und neigen in der Beschreibung betrieblicher Fragen zu größerer Allgemeinheit, während in der Praxis angewandte Betriebsrichtlinien spezifische Angaben, die in Betriebshandbüchern festgelegt sind, sowie klare Aussagen hinsichtlich zu ergreifender Aktionen und zu kontrollierender Werte enthalten. Im Text gegebenenfalls angegebene eindeutige Werte für Kontrollen und Bereiche stammen aus aktiven Betrieben von CO 2 -Transportunternehmen. Sie stellen die Werte dar, die in der Prozesssteuerung verwendet werden. Für andere, neuentwickelte Pipelinesysteme werden diese Werte überprüft und für die jeweiligen Betriebsleitlinien neu festgelegt werden müssen. Abhängig von spezifischen Umständen können diese Werte variieren, aber werden aller Wahrscheinlichkeit nach in der allgemeinen Größenordnung denjenigen entsprechen, die über Jahrzehnte im CO 2 -Transport in den USA entwickelt wurden. Dieses Dokument versucht, die Probleme, die in Betrieben eine Rolle spielen, so klar wie möglich aufzuzeigen. Dabei wird der in aktuellen Betriebsrichtlinien verwendete ursprüngliche Text so weit wie möglich beibehalten. Der Betrieb einer CO 2 -Pipeline ist gängige Praxis in den USA, mit klaren Kriterien und Maßnahmen, die im Falle einer Abweichung zu berücksichtigen sind. Die in diesem Dokument beschriebenen operativen Fragen spiegeln das wider. Auch die Formulierung spezifischer Betriebsbedingungen folgt so weit wie möglich den in der Branche verwendeten Originaldokumenten. Erfahrungen in den USA haben zu der Einschätzung geführt, dass sich der CO 2 -Transport in weiten Teilen nicht signifikant von anderen Pipeline-Transportdienstleistungen unterscheidet. In den USA sind keine speziellen Operationen oder Sicherheitsmaßnahmen erforderlich oder festgelegt. Die Lage in Europa kann sich anders darstellen, aber operative Erfahrungen aus den USA können als Grundlage für die spezifischen europäischen Bedürfnisse verwendet werden. -62-

63 6.2.2 Betriebliche Aspekte In diesem Teil werden die verschiedenen Aspekte des Betriebs näher beleuchtet. Dabei handelt es sich um: Abnahme, Füllen der Pipeline, endgültige Druckbeaufschlagung, Füllen der Station, Messungen, Warm- und Kaltstart, Standby- und Leerlaufbetrieb. Abschließend werden Störund Notfälle besprochen. Es werden Anmerkungen zur Gesamtkette, zu der das Transportsystem gehört, gemacht. Betriebsbedingungen Bei der Beschreibung der betrieblichen Aspekte von CO 2 wird von einem Pipelinesystem mit hochkomprimiertem CO 2 (Dichte Phase) ausgegangen. Die Druckobergrenze ist für den Einspeisepunkt der Pipeline relevant, während die Druckuntergrenze, die den verlangten Mindestdruck im System beschreibt, an der Injektionsstelle oder vor einem eventuell erforderlichen Nachverdichten maßgeblich ist. Hügelige Gelände stellen in dieser Hinsicht besondere Betriebsanforderungen, da ein Phasenübergang infolge des auftretenden Druckabfalls zu vermeiden ist. Damit soll der Betrieb in der flüssigen Phase oder in der dichten Phase ohne Gefahr der Entstehung eines Zweiphasenstroms während des Betriebs gewährleistet werden. Die Positionen einer Molchstation und einer Ausblaseinrichtung sind im Laufe der technischen Planung festzulegen, werden aber spätestens bei der Abnahme benötigt. Die Molchstation kann eine doppelte Funktion erfüllen: - Sie ermöglicht die gelegentliche Inspektion der Integrität der Pipeline mit einem intelligenten Molch (ca. alle zwei Jahre). - Sie spielt eine Rolle bei der programmgemäßen Druckentlastung und beim Anlaufen des Systems. Weitere zu berücksichtigende Elemente des Systems sind Schieber- und Empfangsstationen. Ihre Funktion wird an anderer Stelle in diesem Bericht beschrieben. Die Details des Normalbetriebs des CO 2 -Transportsystems werden für die folgenden Situationen besprochen: - Abnahme, - Normalbetrieb, - Notfälle und abnormale Betriebsbedingungen. Detaillierte Informationen über den Betrieb eines CO 2 -Rohrleitungsnetzes enthalten die DNV- Richtlinien Recommended Practice Design and Operation of CO 2 Pipelines (DNV, 2010), die in naher Zukunft erweitert werden sollen. -63-

64 Vor der Abnahme findet eine Vorabnahme hinsichtlich der folgenden Punkte statt (ScottishPower CCS Consortium, 2011): - Bestätigung, dass die Systeminstallation den Projekt-P&IDs entspricht (Rohrleitungs- und Instrumentenfließschemata), - Bestätigung der Systemqualität (QA/QC). Projektaufzeichnungen sind als vollständig abgezeichnet, - Bestätigung, dass alle Inspektionsblätter der mechanischen Fertigstellung vollständig und abgezeichnet sind, - Sicherstellung, dass Fragen/Monierungen geklärt sind, - Auflistung der Systemmängel vor der Übergabe (einschl. Inneninspektionen von Behältern), - Annahme, dass die mechanische Fertigstellung der Punkte in der Mängelliste den Abschluss der Vorabnahme/Abnahme nicht verhindert, - Entwicklung lokaler Betriebsverfahren zur Überprüfung der Übereinstimmung aller Kontrollund Anzeigesysteme mit Loop-Zeichnungen, - Test der Notabschaltung (ESD), - Test aller lokalen Kontrollen und Anzeigen, - Test der Ablaufsteuerung des Systems, - Test der Datenübertragungs- und Telekommunikationssysteme, - Bestätigung, dass alle Drucksicherheitsventile (PSV) kalibriert, installiert und angeschlossen sind, - Test und Einschaltung von elektrischen Stromversorgungen, Transformatoren, Schaltanlagen und Verteilersystemen, - Vorbereitung der Pipelinesysteme auf die Einleitung von Hilfs-/Prozessflüssigkeiten, - Vorbereitung der Systeme auf die Endabnahme und - Aufstellung der Vorabnahme-Mängelliste Abnahme Bei der Abnahme muss die Pipeline zuerst hydrostatisch getestet werden, um den maximalen Betriebsdruck, für den sie ausgelegt ist, plus einer Sicherheitsmarge zu überprüfen. Danach muss die Pipeline, um sie vom Restwasser der Wasserdruckprüfung zu befreien, getrocknet werden. Dies erfolgt durch Belüftung der Rohrleitung mit warmer/trockener Luft oder Stickstoff, bis das Medium einen Taupunkt von üblicherweise 40 C erreicht hat. Nach dem Trocknen wird die Rohrleitung mit Stickstoff oder trockener Luft mit ca. 8 bar druckbeaufschlagt, um beim Befüllen aus einer Dichte Phasen- Quelle die Bildung von festem CO 2 zu verhindern. Danach wird zur Beaufschlagung CO 2 in die Pipeline eingeleitet. -64-

65 Zusammenfassung der Vorbereitung der Leitungsfüllung: 1. Die gesamte Pipeline, einschließlich aller Rohrleitungen in Stationen, Absperrventilen, Nebenleitungen, Ventilkörpern etc., muss gereinigt, bis auf einen Taupunkt von 40 C getrocknet und mit trockener Luft gefüllt werden. 2. Alle Absperrventile der Hauptleitung sind ganz geöffnet und alle Stationsventile sind ganz geschlossen. 3. Alle kleineren Leitungen und Instrumenten-Schlauchleitungen sind von der Hauptleitung abgetrennt. 4. Alle Qualitätskontrollinstrumente sind kalibriert und voll funktionsfähig. 5. Alle Geräte an den verschiedenen Orten, die betriebsbereit sein müssen, funktionieren einwandfrei. 6. Die notwendige Ausrüstung für die Entlüftung ist an den vorgesehenen Orten positioniert. 7. Das Kontrollsystem steht mit allen Stationen und Absperrventilen in Verbindung und kann alle Anlagenteile steuern. 8. Die Sprachkommunikation zwischen allen Standorten ist aufgebaut und überprüft. 9. Das CO 2 kann durch Dehydratation auf das verlangte Niveau getrocknet werden Füllen der Pipeline Ein Betriebshandbuch beschreibt das folgende Verfahren zum Füllen eines Rohrleitungsabschnitts. Komplette Hauptleitungssysteme werden in einem Arbeitsgang befüllt, sodass alle Absperrventile geöffnet und alle Stationsventile geschlossen sein müssen. Nach dem Befüllen muss das CO 2 -Luft- Gemisch am entfernten Ende der Rohrleitung entlüftet werden, bis ein CO 2 -Gehalt von mindesten 95 Prozent erreicht ist. An diesem Punkt ist die Leitungsbefüllung abgeschlossen und es kann das Line Packing (das weitere Füllen einer Rohrleitung durch Druckerhöhung) beginnen. Beim Befüllen eines Rohrleitungsabschnitts nach entsprechender Prüfung, dass Absperrventile geschlossen sind, wird ein Drosselventil geöffnet, um das Einströmen des CO 2 in den Rohrleitungsabschnitt einzuleiten. Stromaufwärts von diesem Drosselventil wird in der Regel ein Leitungsdruck in der Größenordnung von 90 bar oder mehr anliegen. Beim Drosseln ist eine signifikante Abkühlung zu erwarten. Ein Einfrieren des Drosselventils muss durch entsprechende Anpassung der Strömung verhindert werden. Die Bildung von Trockeneis wird durch Anlegen eines Gegendrucks von mindestens 8 bar verhindert. Stromabwärts des Drosselventils können Temperaturen von bis zu 40 C erwartet werden. Am stromabwärts gelegenen Absperrventil ist so lange zu entlüften, bis das CO 2 -Luft- Gemisch einen CO 2 -Gehalt von mindestens 95 Prozent hat. Danach kann der Leitungsabschnitt druckbeaufschlagt werden und das Line Packing kann beginnen. Für jeden dazugehörigen Leitungsabschnitt des Stationsabschnitts müssen, wie oben angegeben, fest zugeordnete Betriebsverfahren festgelegt und in Kraft gesetzt werden. Für jeden Abschnitt und jedes Absperrventil muss im Hinblick auf eine sichere Befüllung deutlich sein, nach welchem Verfahren vorzugehen ist und welche Schritte zu unternehmen sind. -65-

66 In anderen Studien wird vorgeschlagen, die Pipeline bei der Abnahme/Inbetriebnahme mit Luft mit einem niedrigen Wassertaupunkt von ca. 50 C zu trocknen. Als anzustrebender Taupunkt empfiehlt sich eine Temperatur zwischen 40 C und 45 C Endgültige Druckbeaufschlagung Sobald das gesamte System gefüllt und in die dichte Phase überführt wurde, müssen, mit Ausnahme des ersten und letzten, alle Absperrventile im System geöffnet werden. Dann kann das letzte Drosselventil zum Betriebssystem geöffnet werden, um Betriebsbedingungen zu erreichen. Das Drosselventil ist so zu öffnen, dass der Förderstrom die Betriebsbedingungen erfüllt. Beim Füllvorgang ist darauf zu achten, dass der Schallpegel gedämpft und Anwohner der Station nicht belästigt werden. Nach der Druckbeaufschlagung wird das System nach Bedarf in Betrieb genommen Befüllen und Ausblasen der Stationen Für alle Rohrleitungen und Instrumentenleitungen ist ein vergleichbares Verfahren zu entwerfen. Jeder Verfahrensschritt muss beschrieben werden, so dass Leitungen gefüllt und druckbeaufschlagt werden. Ein besonders wichtiger Punkt beim Befüllen und Ausblasen ist die Überwachung der Feuchtequalität. Der Feuchtegehalt muss mit geeigneten Messgeräten überwacht werden. Etwa eine Woche vor Beginn des Spülens sollte der Feuchtegehalt des in das System eingespeisten CO 2 auf ein möglichst niedriges Niveau gebracht werden, um die Bildung freien Wassers bei niedrigem Druck so weit wie möglich zu verhindern Anlaufverfahren Für die Inbetriebnahme des Transports gibt es verschiedene Verfahren. Ein Kaltstart findet statt, wenn die Rohrleitung aufgrund von Wartungsarbeiten oder wegen eines Ausfalls außer Betrieb genommen wurde. Das System ist im drucklosen Zustand und kann ein Spülgas enthalten. Die Inbetriebnahme bei einem Kaltstart verläuft auf ähnliche Weise wie bei der Erstbefüllung, indem das CO 2 abschnittsweise mit einem im Vergleich zum Normalbetrieb reduzierten Druck eingeleitet wird. Nachdem die Beaufschlagung mit dem Ausgangsdruck erreicht ist und alle erforderlichen Kontrollen und Operationen abgeschlossen sind, erhalten die Verdichter in der Kohlendioxid-Abscheidungsanlage die Freigabe für den normalen Betriebsdruck. Ein Warmstart findet statt, wenn ein Schnellschluss innerhalb kurzer Zeit aufgehoben wurde und die Systembedingungen nicht vom Normalbetrieb abgewichen sind. Zudem wurde der CO 2 -Durchsatz beendet, während mehrere Absperrarmaturen aktiviert wurden und die Druckbeaufschlagung in Pipeline und Anlage aufrechterhalten wurde. -66-

67 In diesem Fall muss dem Auslöser der Abschaltung Aufmerksamkeit gewidmet werden und sind die betreffenden Absperrventile zu öffnen, um den CO 2 -Strom wieder fließen zu lassen. Zum Start des Normalbetriebs müssen die Verdichter neu gestartet werden. Ein geeigneter Entwurf der Verdichter mit Rückschlagventilen in den Druckleitungen verhindert den Rückstau von Hochdruckgas in der Abscheidungsanlage. Der Vorteil eines Warmstarts liegt in der Verringerung der Stillstandzeiten der Anlage. Versorgungstechnische Anlagen dürften in der Regel unberührt sein und sollten den Normalbetrieb während des Stillstands fortsetzen Standby/Leerlauf Standby-Betrieb/Leerlauf liegt vor, wenn die Verdichtungsstränge nicht in Betrieb sind. Abgesehen von den Absperrventilen der Einspeisung, die geschlossen wurden, um den CO 2 -Transport zur Speicherstätte zu unterbinden, bleibt das System mit normalem Betriebsdruck beaufschlagt und bleiben alle anderen Ventile und Armaturen in normalem Betriebsmodus. Die Position der Kompressorventile wird in der Entwurfsphase entsprechend den Empfehlungen des Lieferanten festgelegt. In dieser Situation auftretende Temperatur- und Druckänderungen sind bei der Planung und dem Betrieb der Infrastruktur zu berücksichtigen Komplettabschaltung Bei einer Komplettabschaltung wird der gesamte Prozess heruntergefahren. Die Einrichtungen zur Aufbereitung und Verdichtung des CO 2 wie auch die Verdichterstation werden abgeschaltet und gesichert. Die Absperrventile der Einspeisung zur Speicherstätte in der Verdichterstation werden hermetisiert und alle versorgungstechnischen Anlagen mit Ausnahme derjenigen mit sicherheitsbezogenen Funktionen werden runtergefahren. Die zu treffenden Maßnahmen hängen von der Ursache der Komplettabschaltung ab. Unter bestimmten Umständen kann es notwendig sein, das System drucklos zu machen und mithilfe eines Spülgases zu sichern. Wird in der Kohlendioxid-Abscheidungsanlage bei einer Komplettabschaltung die CO 2 - Produktion fortgesetzt, muss dieses CO 2 entlüftet werden, bis die Pipeline wieder in Betrieb genommen wird Störfälle Effekt von Wasser bei Störfällen Die Löslichkeit von Wasser in CO 2 ist ein Punkt mit großer Bedeutung für den sicheren Betrieb einer Pipeline. Die Bildung von freiem Wasser oder Hydrat im System kann durch abnormale Betriebsbedingungen verursacht werden und sollte daher so weit wie möglich verhindert werden. Unerwünschte Druckschwankungen oder schnelle Druckreduzierungen haben Auswirkungen auf die Löslichkeit von Was- -67-

68 ser in CO 2. Die Löslichkeit von Wasser in CO 2 nimmt mit steigendem Druck bis auf ein bestimmtes Minimum ab und steigt wieder nach einem weiteren Druckanstieg. Bei konstantem Druck nimmt die Wasserlöslichkeit mit steigender Temperatur zu. Wenn feuchte CO 2 Lösungen bei bar gekühlt werden, wird ein festes Hydrat gebildet (CO 2 8H 2 O). In der dichten Phase kann die Bildung dieses Hydrats durch Aufrechterhaltung einer Flüssigkeitstemperatur über 12 C verhindert werden. Im CO 2 -Transportsystem verwendete experimentelle Daten in den USA zeigen, dass bei Aufrechterhaltung eines CO 2 -Partialdrucks über 69 bar und einer Temperatur der Rohrleitungswand über 4 C ein Wasserniveau von 262,5 ppm ausreicht, um die Rohrleitung trocken zu halten. Diese Zahl wurde in den USA bei Pipelines von CO 2 -Ferntransportsystemen verwendet, muss aber wissenschaftlich noch näher untersucht werden, um einen entsprechenden Wert für deutsche CO 2 -Transportsysteme zu erhalten, weil einige zu erwartende Nebenbestandteile wie SO x und NO x im CO 2 die Löslichkeit von Wasser und dadurch das Korrosionsverhalten signifikant beeinflussen. Das in den USA transportierte CO 2 ist frei von SO x und NO x. In Gegenwart von strömendem freiem Wasser wird die durch CO 2 verursachte Korrosion von Kohlenstoffstahl von Experten auf eine Größenordnung von mm/a geschätzt (Dugstad, 2011). In Anbetracht der Tatsache, dass die Pipeline ohne Korrosionszuschlag gebaut wird, ist ein Metallverlust in dieser Größenordnung auch auf kurzfristiger Basis zu hoch. Obwohl das Risiko einer Verstopfung der Leitung mit Hydrat in einer solchen Situation nicht allzu groß sein dürfte, ist die Effektivität von Korrosionsschutzmitteln zur Verhinderung von Korrosionsschäden an der Pipeline, verursacht von Ausscheidungen flüssigen Wassers in flüssiges/gasförmiges CO 2, nicht bekannt. Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass der zulässige Wassergehalt in CO 2 Gegenstand einer intensiven Debatte und umfassender Forschung ist. Abhängig von den Betriebsbedingungen und den erwarteten Störfällen sind für Wasser Zulässigkeitsgrenzen festzulegen und zu überwachen. Dies ist operativ möglich und eine gängige Praxis. Störfälle Eine abnormale Situation entsteht, wenn Kontrollgeräte oder Schutzvorrichtungen, die der Sicherheit des Systems dienen, nicht funktionsfähig sind. Dies kann bei einem Fehler in der Kommunikation mit einer Kontrollstelle oder der Fehlfunktion eines Geräts eintreten. Jeder Umstand, aus dem sich eine Notsituation ergeben kann, wird als Störfall betrachtet. Betriebsverfahren für Störfälle müssen alternative oder Backup -Methoden nutzen, um einen bestimmten Zweck zu erfüllen. Wenn keine alternative sichere Methode oder Prozedur in einem angemessenen Zeitraum angewandt werden kann, sollte die nächsthöhere Aufsichtsebene eingeschaltet werden. In jedem Fall müssen alle Systemanlagen streng beaufsichtigt werden, um Anzeichen eines Ausfalls oder Hinweise auf eine Notsituation erkennen zu können. Die Betreiber haben das System entweder durch Entlüftung oder durch Überführung in den Standby-Modus in einen sicheren Zustand zu bringen. -68-

69 Notsituationen Nicht oft, aber von Zeit zu Zeit muss die Pipeline in einem Notfall abgeschaltet werden. Die voraussichtliche Reaktion des Betreibers wird durch Art und Lage der Situation, die zu der Abschaltung geführt hat, bestimmt. Geeignete Maßnahmen sind detailliert zu beschreiben, liegen jedoch momentan noch nicht vor. Um genau zu wissen, welche Maßnahmen in einem Notfall zu treffen sind, ist es notwendig, sich ständig über den Inhalt beispielsweise von regionalen Notfallplänen, einem Betriebshandbuch der Pipeline oder einem Sicherheitshandbuch zu informieren Ausblasen Einzelne Abschnitte des Systems lassen sich durch einfaches Öffnen eines Ablassventils am Absperrventil und Freigabe des Inhalts in die Atmosphäre ausblasen. In der Nähe bewohnter Gebiete könnten Lärmschutzmaßnahmen erforderlich sein. In FEED-Studien wird als Alternative vorgeschlagen, den Inhalt der Rohrleitung mithilfe eines Molchs mit Stickstoff- oder Pressluftantrieb zu ersetzen. Die Luft kann nach dem Austausch entlüftet werden. Auch die Verwendung einer Lavaldüse zur Druckreduzierung, um ein Abkühlen des Ablassventils zu verhindern, wird empfohlen. Die Lavaldüse vermischt den CO 2 -Strom mit Luft und verdünnt die CO 2 - Wolke in starkem Maße. Bei der weiteren Ausarbeitung der für ein sicheres Ausblasen von Rohrleitungsabschnitten benötigten Verfahren ist operative Erfahrung von großer Bedeutung. Zusätzliche Forschung wird benötigt, um mehr Einblick in die thermodynamischen Prozesse zu gewinnen, die bei einem schnellen Druckabfall oder auch bei einem kontrollierten Entlüften der Pipeline auftreten. Das Ausblasverfahren ist vor allem bei Offshore-Pipelines wichtig. Offshore-Pipelines haben einige Eigenschaften, die ein sicheres und kontrolliertes Ausblasen erschweren. Erstens ist die Pipeline nicht mit Absperrventilen ausgerüstet. Zweitens ist die Pipeline aufgrund der Tatsache, dass eine Blockierung nicht möglich ist, ein einziges Gesamtsystem und eine Leckage oder ein Entweichen an einem Punkt im System führt zu einer vollständigen Evakuierung der gesamten Pipeline. Da die Pipeline auf dem Meeresboden liegt, ist die Wärmeübertragung aus der Umgebung auf die Pipeline begrenzt. Die allgemeine Durchschnittstemperatur des Meerwassers in dieser Tiefe liegt bei etwa 4 C, sodass ein Absinken der Temperatur der Rohrleitungswand schnell zu Gefriertemperaturen führen dürfte, woraufhin die Eisbildung an der Wand einer weiteren Wärmeübertragung entgegenwirkt. Ein unebener Meeresboden führt zu Senken im Pipelineverlauf, wo sich bis zur Beendigung des Transports flüssiges CO 2 ansammelt. In Mulden auf dem Meeresgrund verlegte Pipelines bleiben mit flüssigem CO 2 gefüllt, bis der Druck extrem gesunken ist, sodass die gesamte Wärme für die Verdampfung durch die Rohrleitungswand zur Flüssigkeit zu übertragen ist. Dies wiederum führt zu extrem langen Evakuierungszeiten, die bei einer mehrere hundert Kilometer langen Pipeline einige Wochen betragen können. Nach Expertenansicht bewirkt -69-

70 das Abkühlen des Rohrleitungsmaterials nicht notwendigerweise eine Verschlechterung der Materialeigenschaften, aber diese Meinung muss noch wissenschaftlich erhärtet werden. Der gesamte Evakuierungsprozess einer Pipeline ist ein Gegenstand von Studien, in denen sichere und kontrollierte Verfahren zur Evakuierung entwickelt werden sollen. Diese Frage wurde schon in zahlreichen Forschungsprojekten untersucht, aber die Ergebnisse dieser Studien sind firmeninterne Informationen von Pipelinebetreibern. In einem Notfall wird mit einer hohen Freisetzungsrate ausgeblasen. Aufgrund der hohen CO 2 - Konzentration, die im Bereich der Freisetzungsstelle auftreten kann, ist dies mit Gefahren für die Umwelt verbunden. Simulationen und Berechnungen können Einblick in die Risiken verschaffen. Dabei ist darauf zu achten, dass die Simulationen und Berechnungen mit validierten Tools und Daten erfolgen, um ungesicherte Daten und sich daraus ergebende unsichere Sicherheitsabstände zu vermeiden Kettenbetrieb Bei den Kohlendioxid-Abscheidungsanlagen, die in das Pipelinesystem einspeisen, wird es spezifische Betriebsweisen wie Anlaufen, Teillast, Grundlast und Abschaltung geben. Nach der Inbetriebnahme der Abscheidungsanlage wird das CO 2 entlüftet, bis es die Anforderungen der nachgelagerten Prozesse erfüllt. Sobald das CO 2 die erforderlichen Spezifikationen erfüllt, wird das CO 2 in das Transportsystem eingeleitet. In der CO 2 -Verdichtungsanlage wird darauf geachtet, die Anforderungen des Pipelinesystems an die CO 2 -Produktions- und -Durchflussrate der Verdichterstation zu erfüllen. Die Pipelinesysteme sind durch die Variation des Leitungsdrucks und somit der CO 2 -Menge in den Rohrleitungen imstande, einen gewissen Leitungspuffer aufzubauen. Dieser Puffer in der Pipeline wird, wenn immer dies machbar ist, zur Kontrolle abnormaler Bedingungen und zum Ausgleich kleinerer Druckstöße infolge von Zeitabständen zwischen Einspeisung und Injektion genutzt. So kann beispielsweise die Speicherstätte im Falle einer Kraftwerksabschaltung auf eine Mindestfließrate heruntergefahren werden, um die Betriebsdauer der Speicherstätte mithilfe des Leitungspuffers zu verlängern und eine Abschaltung zu verhindern. Umgekehrt kann die CO 2 -Abscheidung im Falle eines Ausfalls der Speicherstätte fortgesetzt werden, bis in den Rohrleitungen der maximal zulässige Druck erreicht ist. Er wird jedoch nicht als normales operatives Mittel zur Kontrolle signifikanter Ungleichgewichte zwischen Einspeisung und Injektion verwendet. Zwischen den maximalen und minimalen Betriebsdrücken steht für diesen Ausgleich nur ein begrenzter Leitungspuffer zur Verfügung Steuerung und Überwachung Überblick Die einzelnen Elemente der CCS-Kette werden voraussichtlich aus einem Prozessleitsystem und einem unabhängigen Sicherheitskontrollsystem bestehen. In diesem Fall ist jedes Element der CCS-Kette autark und wird so weit wie möglich anhand der betreffenden Betriebsverfahren auf unabhängige Weise überwacht und betrieben. -70-

71 Die Kontrollsysteme dürften dann eher über Schnittstellen miteinander verbunden als integriert sein, was die Gesamtkoordination der Steuerung und Überwachung erleichtert. Die einzelnen Steuersysteme werden miteinander verbunden und übertragen die für die Prozesskoordination benötigten Daten. Kritische Signale für den Betrieb und die Sicherheit von Anlage und Mensch werden zwischen den Systemen direkt übertragen (über festverdrahtete und serielle Datenkommunikationsverbindungen). Zweitrangige Signale werden über eine Informationsmanagement-Produktivdatenbank übertragen. Die ausgetauschten Daten haben keinen kontrollierenden Einfluss auf Systeme benachbarter Parteien. Alle zwischen den Parteien benötigten Kontrollmaßnahmen werden über einen manuellen Anweisungsprozess angefordert, wobei die anschließenden Kontrollmaßnahmen von dem Betreiber des betreffenden Gebiets getroffen werden. 6.3 Erkenntnisse über den CO 2 -Transport per Pipeline Eine Pipeline-Infrastruktur für den Transport von CO 2 von einer Gruppe von Quellen zu einer oder mehreren Offshore-Speicherstätten besteht aus einer Reihe von Komponenten, die oben beschrieben wurden. Für den Entwurf und Bau aller dieser Komponenten kann auf ausgereifte Technik zurückgegriffen werden. Auf der Grundlage der genannten Unterlagen und der Erfahrung der vergangenen Jahrzehnte im sicheren und zuverlässigen CO 2 -Transport kann geschlossen werden, dass der Betrieb von CO 2 -Pipelines inzwischen sehr ausgereift ist. Für neue Pipelines müssen zwar geeignete Handbücher und Verfahren ausgearbeitet werden, die auf die spezifischen Anforderungen der Pipelinesysteme abzustimmen sind, aber nennenswerte Probleme werden nicht erwartet. Alle Aspekte des Betriebs einer Pipeline sind bekannt und können entsprechend für das spezifische System definiert werden. Wenn im Laufe der Zeit Erfahrungen mit dem realen System gesammelt wurden und die Betreiber mit den spezifischen Umständen des Pipelinesystems und seiner Umgebung vertraut sind, wird die operative Feinabstimmung zu einem effizienteren Betrieb führen. Spezifische Rechtsvorschriften für den Betrieb der Pipeline in Deutschland können sich von denen der bestehenden CO 2 -Transportsysteme unterscheiden, aber vor dem Hintergrund des seit Jahrzehnten auf sichere und zuverlässige Weise erfolgenden Betriebs von Pipelines in den USA sind aus Sicht von Experten keine technischen Herausforderungen zu erkennen. Somit lässt sich abschließend sagen, dass Aufbau, Instandhaltung und Betrieb einer CO 2 -Pipeline- Infrastruktur für Deutschland machbare Aufgaben sind, obwohl die technischen Details sich wegen der spezifischen deutschen Bedürfnisse von anderen bestehenden Infrastrukturen unterscheiden dürften. -71-

72 7 TRANSPORT PER SCHIFF Ein reibungsloser CO 2 -Transport per Schiff erfordert eine Reihe von Systemelementen, die in diesem Kapitel besprochen werden. Dabei wird zwischen Binnenschiffen und CO 2 -Tankern unterschieden, wobei letztere für den Transport über See bestimmt sind. Durch die Elemente Binnenschiffe und Tanker erhält das Transportsystem eine gewisse Flexibilität, was ein Vorteil gegenüber dem Pipelinetransport ist. Allerdings ist das System komplexer, insbesondere was die Logistik angeht. Das Transportsystem per Schiff besteht aus einer Kette verschiedener Elemente. In Abbildung 21 sind alle Elemente dargestellt, die Teil einer Infrastruktur für den CO 2 -Transport per Schiff sein können. Die dargestellten Elemente werden in diesem Kapitel beschrieben. Abbildung 21 Mögliche Elemente einer CO 2 -Transportinfrastruktur auf dem Wasserweg (Vermeulen, 2011). 7.1 Elemente eines CO 2 -Transportsystems per Schiff Sammelnetzwerk Ein Transportsystem per Schiff benötigt ein Sammelnetz zwischen den CO 2 -Quellen und einem Hafen mit einer Verflüssigungs- und Aufbereitungsanlage. Optimierungsrechnungen müssen zeigen, ob es sich dabei um ein Netz für die Dichte Phase oder für die Gasphase handeln sollte. Für den CO 2 -Transport per Binnenschiff wird ein Binnenhafen in relativ kurzer Entfernung zu den CO 2 - Quellen benötigt. Dabei kann es sich um einen bereits bestehenden Hafen mit Ausbaumöglichkeiten (zusätzliche Liegeplätze sowie Flächen zur Zwischenspeicherung von CO 2 ) oder um einen Fluss mit ausreichendem Raum für den Bau eines neuen Hafens handeln. Darüber hinaus müssen die Wasserstraßen und Schleusen, die beim CO 2 -Transport genutzt werden, für einen zusätzlichen Schiffsverkehr nutzbar sein. -72-

73 7.1.2 Verflüssigungs- und Aufbereitungsanlage Die Verflüssigung ist eine Technik, die verwendet wird, um die Dichte von CO 2 zu erhöhen und dadurch eine effizientere Lagerung und einen effizienteren Transport zu ermöglichen. An den CO 2 - Quellen wird CO 2 in den meisten Fällen fast drucklos oder mit leicht erhöhtem Druck angeboten. Die Verflüssigung ist ein technisches Verfahren, das eine Reihe von Verdichtungs-, Kühl- und Expansionsschritten umfasst. Vor der Verflüssigung muss das abgeschiedene CO 2 entwässert und von nicht kondensierbaren Nebenbestandteilen getrennt werden (Vermeulen, 2011). Die LNG-, LPG- und die CO 2 -produzierende Industrie sowie die gesamte Prozessindustrie verfügen über umfangreiche Erfahrung mit dieser Technik. Es ist zu beachten, dass die Kapazität der Verflüssigungsanlage auf die maximale CO 2 -Produktionsrate der Quellen (im Cluster) ausgelegt sein muss Zwischenlager für verflüssigtes CO 2 Um einen Puffer zwischen den (häufig schwankenden) CO 2 -Mengen der Abscheidung und der Verflüssigung und dem chargenweisen Transport von flüssigem CO 2 per Binnenschiff zur Verfügung stehen zu haben, wird eine Zwischenlagerung benötigt. Die benötigte Kapazität der Lagerbehälter hängt von der Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit aller Komponenten der Kette ab Schiffsverladeeinrichtungen Das flüssige CO 2 wird mit speziellen (Kryo-)Verladepumpen aus dem Zwischenlager auf Binnenschiffe verladen. Die Verbindung zwischen Pier und Binnenschiff kann mit einem Ladearm oder einem Kryo- Schlauch mit einer Flüssigkeitstransferleitung und einer Dampfrückleitung ausgestattet sein (Vermeulen, 2011). Derartige Ladearme werden bereits bei anderen Flüssiggasanwendungen, beispielsweise beim LNG-Transport, eingesetzt Binnenschiffe Der CO 2 -Transport per Schiff ermöglicht hinsichtlich der Kapazität eine gewisse Flexibilität, da er durch Erhöhung der Zahl der Schiffe zwischen der Quelle und dem Terminal oder der Speicherstätte leicht ausgebaut werden kann. Der Transport von verflüssigtem CO 2 per Schiff wird schon heute durchgeführt, ist allerdings auf wenige kleinere Schiffe für den CO 2 -Transport in der Lebensmittelindustrie begrenzt. In Europa betreibt das Unternehmen Yara ein CO 2 -Vertriebsnetz mit vier Spezialschiffen und zehn Schiffsterminals. Die Schiffsgröße variiert zwischen und m³, der Transportdruck liegt zwischen bar (Aspelund, Molnvik, de Koeijer, 2006). Der CO 2 -Transport per Schiff in großem Maßstab und die Bedingungen, unter denen CO 2 transportiert wird, verlangen größere, neu entworfene Schiffe. Die Größe der Binnenschiffe für den CO 2 -Transport wird durch maximale Schiffsabmessungen begrenzt, wodurch die zulässige Transportladung limitiert wird. Letzten Endes wird die Schiffsgröße großenteils von der CO 2 -Menge, die jährlich zu transportieren ist, sowie von den Beschränkungen hinsichtlich der Schiffsgrößen auf den einzelnen Wasserstraßen abhängen. Die maximale Ladefähigkeit eines Binnenschiffes mit einer Länge bis zu 135 m beträgt in Deutschland ca t (abhängig -73-

74 vom zulässigen Tiefgang). Die zulässige Schiffslänge könnte gegebenenfalls in Vereinbarungen mit den zuständigen Behörden auf bis zu 150 m verlängert werden, wodurch sich die Transportkapazität vergrößern würde. Die Größe der benötigten Flotte hängt von der Dauer der Rückfahrt von der Quelle zum Terminal sowie von der Dauer des Be- und Entladens ab. Abbildung 22 CO 2 -Binnentankschiff von Chemgas (Vermeulen, 2011). Für den Schiffstransport großer CO 2 -Mengen werden Tankschiffe mit Hybrid-Tanks oder mit semigekühlten Tanks, die für spezielle Lade- und Löschbedingungen umgebaut wurden, als wirtschaftlichste Lösung betrachtet. Als ausreichende Auslegungsbedingungen gelten Temperaturen bis ca. 50 C und ein Druck von ca. 6 8 bar. Wenn CO 2 bis kurz über dem Tripelpunkt gekühlt und verdichtet wird (5,18 bar; 56,6 C), beträgt die Dichte ca kg/m 3. Für den Schiffstransport werden wegen des relativ niedrig benötigten Drucks eine Temperatur von 50 C und ein Druck von 6 8 bar empfohlen (A. Aspelund, T.E. Sandvik, H. Krogstad, G. De Koeijer). Darüber hinaus können bis zu diesen Temperaturen übliche Kohlenstoffstähle als Werkstoff für CO 2 Tanks genutzt werden Terminal und Verladeanlagen für CO 2 -Tanker Da das CO 2 zu einer Speicherstätte auf dem Meer transportiert werden soll, würde sich ein Terminal anbieten, an dem das flüssige CO 2 von den Binnenschiffen gelöscht, in Lagerbehältern zwischengespeichert und anschließend auf CO 2 -Tanker verladen wird. Ein Terminal könnte zusätzliche Vorteile im Hinblick auf die operative Flexibilität an der Schnittstelle zwischen dem flüssigen und dem gasförmigen CO 2 -Transport bieten. Allerdings wurde die CO 2 -Speicherung in diesem Umfang bisher noch nicht durchgeführt und es ist noch keine bewährte Technik vorhanden. -74-

75 Aus den Zwischenlagertanks wird das flüssige CO 2 mit Pumpen auf den Tanker verladen. Zur Minimierung der Ladezeiten des Tankers wird mit hohen Durchflussraten von m³/h gepumpt (Vermeulen, 2011) CO 2 -Tanker CO 2 -Tanker für den Transport und die Offshore-Verbringung existieren derzeit nur im Vorentwurf. Dabei sollten diese Tanker auch für den Transport alternativer Frachten wie Flüssiggas (LPG) geeignet sein (Vermeulen, 2011). Im LPG-Transport gibt es bereits ein fundiertes Know-how, das über einen Zeitraum von rund 70 Jahren weltweit entwickelt wurde. Die Kapazität von CO 2 -Tankern wird aller Wahrscheinlichkeit nach zwischen und m³ liegen. Die für die CO 2- Transport (Hin- und Rückfahrt) benötigte Zeit hängt von den folgenden Faktoren ab: - Lade-und Löschzeit des Tankers, - Fahrzeit Terminal Speicherstätte Terminal, - Reservekapazität (z.b. zur Berücksichtigung von Schlechtwetterperioden). Die Lade- und Löschzeit wird durch die Kapazität der Pumpen am Terminal bestimmt. In ersten Vorentwürfen wird die Verladekapazität auf m³/h geschätzt. Die Fahrzeit basiert auf der Entfernung zwischen dem Terminal und den Speicherstätten sowie auf der Geschwindigkeit des Tankers. Die Löschdauer basiert auf der Löschkapazität, die von der Kapazität der Anlagen auf dem Tanker abhängt. Die Reservekapazität dient als Spielraum für außerordentliche Umstände wie Wartezeiten, witterungsbedingte Verzögerungen etc. In ersten Vorentwürfen wird von einer Reservekapazität von 65 Prozent der gesamten Fahrzeit ausgegangen Offshore-Verbringung und Injektionsanlagen Die CO 2 -Einleitung in Speicherstätten wurde in Kapitel 2 behandelt. Einige Besonderheiten bei der CO 2 -Injektion von einem Tanker aus werden im Folgenden beschrieben. Für die direkte Injektion von CO 2 aus dem Tanker in den Speicher gibt es verschiedene Konzepte. Eine der größten Herausforderungen ist der notwendige Phasenwechsel des CO 2 von der tiefkalten Flüssigphase auf dem Tanker in die Dampfphase in der Speicherstätte. Für den Phasenübergang muss dem CO 2 Wärme in großer Menge zugeführt werden. Darüber hinaus ändern sich die Injektionsbedingungen mit der Zeit, wenn sich die Speicherstätte füllt und der Druck in der Speicherformation und in den Bohrlöchern steigt. Für die Injektion gelten die folgenden Begrenzungsfaktoren: - Thermische Rissbildung in der Speicherformation, - Integrität von Steigrohr, Bohrrohr und Zement, - Hydratbildung, - Eisbildung, - Lärm, Schwingungen und Vibrationen, - Hydraulische Rissbildung, - Beschädigung der porösen Teile der Einzementierung bei der CO 2 -Dekompression. -75-

76 Simulationen der Niederländischen Organisation für Angewandte Naturwissenschaftliche Forschung (TNO) haben gezeigt, dass zur Verhinderung einer Hydratbildung in der Speicherstätte, die zu Verstopfungen führen könnte, am Speichereingang (Bohrlochsohle) bei einem Speicherdruck von 50 bar eine Mindesttemperatur von 15 C benötigt wird. Da das CO 2 auf einer Temperatur von 50 C transportiert wird, müssen die Tanker mit Heizvorrichtungen ausgerüstet sein. Beim Löschen des Tankers ist ein schneller Druckabfall zu vermeiden, sodass sich kein festes CO 2 bilden kann. Zu diesem Zweck wird CO 2 -Dampf in den Tanker zurückgepumpt, um das reduzierte Flüssigkeitsvolumen auszugleichen. Der im Laufe der Zeit steigende Lagerstättendruck (es könnte ein Lagerstättendruck von 370 bar erreicht werden) verlangt schrittweise die Installation von Pumpanlagen, die auf den steigenden Injektionsdruck ausgelegt sind (Vermeulen, 2011). 7.2 Zusammenfassung des CO 2 -Transports per Schiff Der CO 2 -Transport per Schiff hat das Potenzial hoher Flexibilität, im Hinblick auf die Kapazität des CO 2 -Transports, da die Menge des abgeschiedenen CO 2 durch eine Steigerung der Hin- und Rückfahrten per Schiff gesteigert werden kann, sofern gewisse Randbedingungen dies erlauben. Allerdings basiert das Konzept eines solchen Transports in großem Umfang noch nicht auf einer bewährten Technik, da alle wichtigen Komponenten der Kette, beispielsweise die Binnentankschiffe, die CO 2 -Tanker und die Zwischenlagerstätten/Terminals lediglich im Entwurf vorliegen. Auch die Weiterleitung aus den CO 2 -Tankern in die Injektionsanlage und der Betrieb einer solchen befinden sich noch in der Forschungs- und Entwicklungsphase. Synergien mit der Entwicklung einer LNG-Infrastruktur werden untersucht. Die Realisierbarkeit des Transports per Schiff hängt von weiteren Entwicklungen ab. -76-

77 8 ENTWICKLUNG EINER CO 2 -INFRASTRUKTUR BIS 2050 Es wurden die technischen Anforderungen an eine CO 2 -Transportinfrastruktur untersucht und die Auswirkungen auf die Möglichkeiten des Transports per Pipeline und Schiff beschrieben. In diesem Kapitel werden die CO 2 -Ströme der in Kapitel 4 beschriebenen Cluster zur Festlegung der Art und benötigten Größe des CO 2 -Transportnetzes sowie zur Beschreibung der möglichen Entwicklung der Infrastruktur in den kommenden Jahrzehnten verwendet. Die Transportinfrastruktur als Ganzes kann sowohl den Pipeline- als auch den Schiffstransport umfassen. Die geografische Streuung der CO 2 -Punktquellen und Speicherstätten sowie die CO 2 -Mengen, die abzuscheiden und in einer bestimmten Stätte zu speichern sind, werden entscheiden, auf welche Weise die Infrastruktur realisiert wird. Der abstrakte und allgemein gefasste Rahmen dieser Studie erlaubt keine detaillierte Analyse spezifischer Routen oder die Beantwortung der Frage, ob sie am besten für einen Transport per Schiff oder Pipeline oder für eine Kombination von beiden Transportarten geeignet sind. Aus dem gleichen Grund werden keine Vermutungen über Transportentfernungen angestellt. Daher liegt der Fokus dieses Kapitels in erster Linie auf der erforderlichen Entwicklung einer Pipeline- Transportinfrastruktur, die für den Transport aller abgeschiedenen CO 2 -Mengen in den Jahren bis 2050 geeignet ist. Daraus ergeben sich Größe und Zahl der benötigten Pipelines. Daneben werden anhand der in Kapitel 4 beschriebenen Cluster die Anforderungen an eine Infrastruktur für den Schiffstransport analysiert. 8.1 Infrastruktur für den Ferntransport per Pipeline und zeitliche Entwicklung Die Berechnungen in Kapitel 4 führen, wie beschrieben, zu den folgenden CO 2 -Mengen, die aus jedem Cluster zum Transport zur Verfügung gestellt werden: Tabelle 15 Ober- und Untergrenzen und Jahresmengen der CO 2 -Produktionen der Cluster. Min. Durchfluss Max. Durch- Jahresdurchfluss Auslastung (kg/s) fluss(kg/s) (Mt/a) Cluster ,8 81 % Cluster ,7 57% Cluster % Gesamt ,5 Die Kombination dieser Cluster ergibt einen CO 2-Transport von 69,5 Mt/a. Diese Zahl korreliert nicht mit den 60 Mt/a, die für den gesamten deutschen CO 2-Jahrestransport im Jahr 2050 berechnet wurde. -77-

78 Für jedes Cluster wird der Maximaldurchfluss als Bemessungskapazität des Transportsystems zugrunde gelegt. Es wird davon ausgegangen, dass die Cluster zusammen ein repräsentatives Bild des CO 2 -Transports für ganz Deutschland ergeben. Die Analyse der Cluster ergibt eine Schätzung des Maximaldurchflusses in Relation zur jährlich zu transportierenden Menge. Diese Analyse zeigt, dass die drei Cluster zusammen eine jährlich kumulierte Transportmenge von 69,5 Mt ergeben, was einem Maximaldurchfluss von kg/s entspricht. Verknüpft man diese Relation mit den in den Jahren bis 2050 abzuscheidenden CO 2 -Mengen ergibt sich folgende Tabelle. Tabelle 16 Beziehung zwischen CO 2 -Abscheidungszielen und benötigten Maximalkapazitäten Jahr Jährlich abgeschiedenes CO 2 Mt/a Benötigte Transportkapazität kg/s Wie in Unterkapitel 6.1 beschrieben, ergibt sich die Transportkapazität einer CO 2 -Pipeline, wie in der folgenden Tabelle dargestellt, aus ihrem Durchmesser. Tabelle 17 Korrelation zwischen Rohrleitungsdurchmesser und Transportkapazität Durchmesser Maximale Transportkapazität Maximale Transportkapazität (") Mt/a kg/s Bringt man dies miteinander in Beziehung, könnte sich der Bedarf an einer Transportinfrastruktur für ganz Deutschland wie folgt entwickeln. Tabelle 18 Mögliche Entwicklung der Pipeline-Infrastruktur in Deutschland Jährlich abgeschiedenes Kapazi- CO 2 tätsbedarf Jahr Mt/a kg/s Aufgebaute Kapazität " 24" " 24" 28" " 24" 28" 32" -78-

79 Diese Ergebnisse sind in Abbildung 23 wiedergegeben. Abbildung 23 Grafik der erforderlichen und bis 2050 realisierbaren Kapazität. Die Zahlen 30, 40 und 60 Mt/a entsprechen den erforderlichen Transportkapazitäten. Zum Vergleich mit der Erdgas-Infrastruktur wird die Gesamtlänge der CO 2 -Infrastruktur geschätzt. Die geplanten vier Pipelines werden eine durchschnittliche Länge von ca. 400 km an Land bis zur Küste haben. Jede Quelle ist an ein durchschnittlich 50 km langes Sammelnetz bis zur Sammelstelle angeschlossen. Dies ergibt für 30 Quellen eine Pipelinelänge von km. Für das gesamte CO 2 -Netzwerk resultiert dies in einer Infrastruktur von ca km Länge, zuzüglich Offshore-Pipelines, was ca. 10 Prozent des aktuellen landseitigen Erdgas-Hochdrucknetzes in Deutschland mit einer Länge von über km entspricht (ENTSOG, 2013).Einschließlich Offshore-Pipelines ergibt sich folgendes Bild: Bei vier Pipelines von jeweils etwa 500 km Länge beläuft sich die Gesamtlänge des Pipelinesystems auf über km. Andere Konfigurationen sind ebenfalls möglich. Um die optimale Zahl von Pipelines für jedes Cluster zu finden, ist eine detaillierte Analyse erforderlich. Wenn die erforderliche Kapazität größer ist als die realisierte Kapazität, wie nach 2030, wird die Flexibilität der Betriebsparameter den Transport des gesamten abgeschiedenen CO 2 ermöglichen. Unter diesen Umständen werden die Betriebskosten etwas höher ausfallen. -79-

80 Das Pipelinesystem an sich enthält eine bestimmte Menge an CO 2, das einen beachtlichen Wert darstellt. Es ist unbedingt darauf zu achten, im Falle einer Außerbetriebnahme der Pipeline oder von Evakuierungseinsätzen, unerwünschte Emissionen des Inhalts in die Atmosphäre zu verhindern. Das Volumen des Rohrleitungssystems bietet eine gewisse Flexibilität bei der Menge des enthaltenen CO 2, da CO 2 etwas komprimierbar ist. Das Volumen des gesamten Systems, einschließlich der Sammelleitungen und der Hauptleitungen an Land und im Meer, beträgt etwa eine Million m 3. Abbildung 24 Dichte des CO 2 als Funktion von Druck und Temperatur (Oosterkamp, 2008). Das blaue Oval zeigt den üblichen Betriebsbereich eines CO 2 Pipelinesystems. Abbildung 24 kann entnommen werden, dass die Dichte des CO 2 bei normalen Transporttemperaturen nicht wesentlich durch den Druck beeinflusst wird. Der Druck liegt zwischen 900 und 1000 kg/m 3 für Transporttemperaturen um 10 C. Das Gesamtvolumen der Pipeline-Infrastruktur wird im Jahr 2050 etwa eine Million m 3 betragen, was etwas weniger als 0,9 Mt entspricht. Für den gegebenen Druckbereich, bei 10 C, beträgt die Veränderung der Dichte in etwa 80 kg/m 3. Mit diesen Zahlen wurde die Veränderung des Infrastrukturinhalts auf ungefähr max t beziffert. Aufgrund unterschiedlicher Betriebsbeschränkungen könnte das sogar noch weniger sein. Diese Flexibilität entspricht in etwa drei Betriebstagen eines großen Kohlekraftwerks im Volllastbetrieb. Um eine höhere Flexibilität zu bieten, ist es allerdings wirtschaftlicher, die Transportgeschwindigkeit anstelle des Drucks zu steigern. Dies ist eine Frage der Optimierung in der Auslegungsphase. -80-

81 8.2 CO 2 -Transport per Schiff von den Clustern zur Speicherstätte Zwischenspeicherung Für die Verschiffung wird, ebenso wie in einem geringeren Umfang für den Transport per Pipeline, eine Zwischenspeicherung benötigt, um der CO 2 -Produktion der Quelle folgen zu können. Grundsätzlich gibt es mehrere Möglichkeiten, das CO 2 zwischenzuspeichern wie beispielsweise in einem Leitungspuffer, in unterirdischen Salzkavernen oder Lagertanks, wobei die letztgenannten die logische Option für die Anwendung in einer Transportinfrastruktur darstellen, weil es in diesem Fall nicht zu einer Abhängigkeit von den Abmessungen der angeschlossenen Pipelines oder des Standorts von Salzkavernen kommt. Die erforderliche Kapazität des Zwischenspeichers ergibt sich aus den Schwankungen der CO 2 - Produktion, der maximalen Produktionsrate an den Quellen und der Ladekapazität der Binnentankschiffe. Für den Entwurf der Speicheranlage bieten sich zwei Ansätze an: Entweder die Nutzung des Puffers, um die betriebliche Auslastung gleichmäßig zu verteilen (Peak-Shaving), oder als maßgebliche Komponente zur Gewährleistung, dass das gesamte an den Quellen ausgestoßene CO 2 abgeschieden und transportiert werden kann. Die erste Option verlangt eine Speicherkapazität von einigen Betriebsstunden, die zweite eine Kapazität von mehreren Betriebstagen. Beide Ansätze werden anhand des Beispiels eines Profils einer Wochenproduktion mithilfe von Abbildung 25 erklärt. Abbildung 25 Bestimmung der Pufferkapazität für das Profil einer Wochenproduktion (die orangene Linie zeigt die durchschnittliche Produktionsrate, die gelbe Fläche das Füllen des Puffers und die blaue Fläche das Leeren des Puffers). -81-

82 Hinsichtlich des ersten Ansatzes, der Nutzung des Puffers für eine gleichmäßige Verteilung, lässt sich feststellen, dass für das Profil der Beispielwoche eine Pufferkapazität von ca t (d.h m³ flüssiges CO 2 ) ausreichen würde. Die Kapazität der Zwischenspeicherung nimmt zu, wenn das gesamte CO 2 der Punktquellen abgeschieden und transportiert werden soll: Dies verlangt eine ausreichende Pufferkapazität für die Überbrückung von Tagen mit niedrigem Wasserstand, Hochwasser und Eisbildung, wodurch die Verschiffung tage- oder wochenlang behindert werden kann. Derartige Ereignisse verlangen einen noch größeren Zwischenspeicher, um CO 2 -Emissionen infolge nicht verfügbarer Binnentankschiffe oder Tanker zu verhindern Erforderliche Flottengröße für den Transport mit Binnenschiffen In dieser Studie wurden zwei Strecken für den Transport mit Binnenschiffen untersucht: 350 km und 700 km, letztere als Sensitivitätsanalyse. In der folgenden Tabelle werden die allgemeinen Voraussetzungen für den Transport per Binnenschiff (von der Quelle zum Terminal) für alle drei Cluster aufgelistet. Tabelle 19 Annahmen zum Transport per Binnenschiff Maximale (Ent-)Laderate t/h Beladung 8 h/schiff Entladung 8 h/schiff Fahrzeit 350/700 km 48 / 100 h/schiff Verfügbare Zeit pro Jahr 95 % Maximale Schiffsauslastung 95 % Zur Ermittlung der benötigten Schiffszahl für jede Option werden unterschiedliche Schiffsgrößen untersucht. Die Größe der benötigten Flotte hängt von der Dauer der Rückfahrt von der Quelle zu Terminals sowie von der Dauer des Be- und Entladens ab. Als Sicherheitsspielraum wird eine maximale Auslastung der Binnenschiffe von 95 Prozent pro Jahr zugrunde gelegt. Die gleiche Zahl gilt auch für die Auslastung der Tanker. Tabelle 20 Zahl der Binnentankschiffe pro Cluster Binnenschiffskapazität (ton) Fahrten Cluster I Cluster II Cluster III Binnenschiffe (350 km) Binnenschiffe (700 km) Fahrten Binnenschiffe (350 km) Binnenschiffe (700 km) Fahrten Binnenschiffe (350 km) Binnenschiffe (700 km)

83 Beim Einsatz von Binnentankschiffen mit dem größten Fassungsvermögen würden für das Cluster mit dem größten Ausstoß (Cluster I), abhängig von der Entfernung zum Terminal, zwischen 66 und 122 Schiffe benötigt. Der CO 2 -Ausstoß wäre ausreichend, um ein komplettes Binnentankschiff innerhalb von zwei Stunden zu befüllen. Das Fassungsvermögen wird jedoch durch den maximal zulässigen Tiefgang bestimmt und könnte zu einer größeren Zahl kleinerer Schiffe führen. Darüber hinaus sind Engpässe wie die Reservekapazität von Schleusen und der bereits vorhandene Schiffsverkehr auf den Wasserstraßen zu berücksichtigen Zahl der CO 2 -Tanker Vorentwürfe für die CO 2 -Tanker gehen von Frachtkapazitäten von t aus. In dieser Studie wurde von einer Kapazität von t pro Tanker ausgegangen. Alle Annahmen hinsichtlich des Offshore-Transports mit Tankern sind in Tabelle 21 wiedergegeben. Tabelle 21 Annahmen zum Transport per Tanker Ladekapazität (t) Ladegeschwindigkeit (t/h) Löschgeschwindigkeit (t/h) Fahrtgeschwindigkeit (km/h) 25 Belegungsrate (%) 98 Auslastungsrate (%) 65 Die Auslastungsrate ist der Anteil der vorhandenen Tankerreserve, die berücksichtigt wird, weil Tanker oft nicht verfügbar sind. Dieser Faktor dient als Spielraum für Verzögerungen, bedingt durch Wartezeiten, witterungsbedingte Ausfallzeiten etc. In diesem Stadium sind lediglich grobe Schätzungen möglich. Die endgültige Bestimmung der Fahrzeiten ist erst möglich, wenn detailliertere Logistikdaten vorliegen. Aus diesen Annahmen ergeben sich die folgenden Berechnungen: Tabelle 22 Zahl der Tanker pro Cluster Cluster I Cluster II Cluster III Pro Cluster jährlich zu transportierende Menge [Mt/a] Zahl der Tanker pro Cluster (300 km Entfernung zum Terminal) Zahl der Tanker pro Cluster (500 km Entfernung zum Terminal) Größe des Terminals Beim Entwurf des Terminals wird davon ausgegangen, dass das gesamte abzuscheidende und zu speichernde CO 2 im Jahr 2050 über ein einziges Terminal transportiert wird. Somit beträgt die am Terminal umzuschlagende CO 2 -Menge maximal 60 Mt/a (siehe Kapitel 3). In den folgenden Abschnitten wird die Form eines solchen Terminals grob skizziert. -83-

84 Wenn der gesamte Offshore-Transport per Tanker erfolgte, würden 16 Tanker mit einer Kapazität von t benötigt. Abhängig von der Entfernung zwischen Terminal und Speicherstätte sowie von der Ladegeschwindigkeit und -kapazität der Tanker würden drei bis fünf Tanker gleichzeitig beladen. Da das Fassungsvermögen der Tanker ca. 3,5-mal so groß ist wie das der Binnenschiffe ( t vs t), müssen am Terminal drei- bis viermal so viele Liegeplätze für Binnenschiffe wie für Tanker vorhanden sein. Die Lagerkapazität hängt in hohem Maße von der Sicherheitsmarge ab (beispielsweise CO 2 -Puffer bei schlechtem Wetter). Aber die Größenordnung dürfte etwa bei einigen hunderttausend Tonnen CO 2 liegen. Zur Optimierung der Wirtschaftlichkeit des CO 2 -Transports per Schiff und zur Bestimmung der optimalen Konfiguration eines solchen Systems dürfte eine sorgfältige Bewertung spezifisch geplanter Schiffstransportketten erforderlich sein. Wenn das Terminal für den CO 2 -Transport sowohl in der Flüssigphase (Transport per Schiff) wie auch in der Dichten Phase (Transport per Pipeline) als Drehscheibe dienen soll, sind auch Verflüssigungs- und Verdampfungsanlagen zu berücksichtigen. 8.3 Transportinfrastruktur Schlussfolgerungen und Anforderungen Für den Ansatz mit Clustern von Quellen lassen sich verschiedene Anforderungen an den Transport per Pipeline und Schiff zusammenfassen. In der folgenden Tabelle sind die wichtigsten Merkmale des Transports per Pipeline und Schiff in einer Übersicht aufgelistet. Tabelle 23 Übersicht über die wichtigsten Merkmale des CO 2 -Transports per Pipeline und Schiff Schlüsselmerkmale Pipeline Schiffstransport Aggregatzustand bar Gleichgewichtsdruck (>8 bar) 5 50 C > 50 C Technik Typische Größe Sammelnetz(e)und Hauptleitung(en)aus Kohlenstoffstahl Mehrere Pipelines mit diversen Durchmessern Sammelnetz(e) aus Kohlenstoffstahl Verflüssigungs- und Aufbereitungsterminals Zwischenspeichererforderlich Auf Binnenschiffen: (8.000 t) für km Offshore-Tanker: ( t) -84-

85 8.3.1 Größe des Netzes für den Transport per Schiff Die Größe der Cluster wurde auf Grundlage der zu transportierenden CO 2 -Mengen bestimmt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 24 dargestellt. Tabelle 24 Mögliche Pipeline-Konfigurationen für die Cluster Jahresdurchfluss Pipeline Schiffstransport (Mt/a) Konfiguration der Auslastung Tanker für Tanker Hauptleitung 300 km 500 km Cluster und % Cluster und 24 57% 4 5 Cluster und 28 70% 8 10 für Diese Tabelle dient als Ausgangspunkt für die durchzuführende Analyse der Entwicklungsszenarien für das CO 2 -Netz. Es ist zu beachten, dass sich aus der Summe der drei Cluster nicht der angestrebte CO 2 -Transport ergibt. Die Cluster sind lediglich imaginäre Gruppen von Quellen, die einer Analyse unterzogen werden, um einen Einblick in die Eigenschaften einer CO 2 -Transportinfrastruktur zu erhalten Transportkosten Die Kosten des CO 2 -Transports hängen in starkem Maße von der Auslastungsrate des Transportsystems ab, dies gilt insbesondere für den Transport per Pipeline. Bei den Clustern 1, 2 und 3 liegen die Auslastungsraten bei 81 Prozent, 57 Prozent bzw. 70Prozent. Dies führt zu höheren Transportkosten als im Falle eines flachen CO 2 -Einspeiseprofils. Der Business Case für die Nutzung der CCS-Technik ist wesentlich einfacher im Falle einer CO 2 -Punktquelle mit einem gleichmäßigen CO 2 -Strom als an einer CO 2 -Punktquelle mit einem fluktuierenden CO 2 -Strom, da die Transportkosten pro gespeicherte Tonne CO 2 im letztgenannten Fall wesentlich höher ausfallen. Bei fluktuierenden CO 2 -Strömen ist ein Kompromiss zwischen einer größeren Transportkapazität und einer größeren Speicherkapazität, die beide zu höheren Transportkosten führen, erforderlich. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt stehen für die CCS-Technik in Europa noch keine größeren Transportmöglichkeiten zur Verfügung. Zu den Kosten einer CO 2 -Infrastruktur wurden verschiedene Schätzungen veröffentlicht. Da über den Kostenaufwand bereits vorhandener CO 2 -Pipelines oder CO 2 - Verschiffungssysteme nur wenig Zahlenmaterial zur Verfügung steht, besteht hinsichtlich dieser Kostenangaben große Unsicherheit (Mallon, 2012). Infolgedessen ist es schwierig, zur Höhe der Transportkosten exakte Angaben zu machen, wenn die Infrastruktur heute gebaut werden müsste, und erst recht bezogen auf die kommenden Jahrzehnte. Um dennoch eine Vorstellung über die Höhe der CO 2- Transportkosten zu vermitteln, wird in Tabelle 25 eine Schätzung der ZEP (Zero Emission Platform) dargestellt. Es finden sich auch viele andere Kostenschätzungen, aber diese Quelle gibt bereits einen Anhaltspunkt. -85-

86 Tabelle 25 Kostenschätzungen für große Netzwerke mit einer Kapazität von 20 Mt/a (Euro/t CO 2 ) SpineDistance Onshorepipe 1,5 3,7 5,3 n.a. Offshore pipe 3,4 6,0 8,2 16,3 Ship (including liquefaction) 11,1 12,2 13,2 16,1 Tabelle und Beschreibung aus dem Kostenbericht von ZEP (ZEP, 2011). Für einen Überblick über den Investitionsaufwand (CAPEX, Capital Expenditures), die für den Transport der berechneten Menge an CO 2 erforderlich sind, sind in Abbildung 26 einige Daten aus CO 2 - Transportstudien dargestellt. Die dort präsentierten Zahlen beziehen sich auf CO 2 -Pipelines unter einer Reihe unterschiedlicher Bedingungen. Dabei wird zwischen Onshore- und Offshore-Pipelines unterschieden, jedoch nicht nach Geländetyp (mit Ausnahme einer Quelle für den Investitionsaufwand für Pipelines in bergigem Gelände). Es muss darauf hingewiesen werden, dass die Routen von CO 2 - Pipelines von zahlreichen Faktoren abhängig sind die zum heutigen Zeitpunkt noch nicht festgelegt werden können. Daher können die Kostenschätzungen nur als Anhaltspunkte dienen. Bei den Kosteneinschätzungen wurde berücksichtigt, dass zu einem Pipelinesystem nicht nur die Rohrleitungen an sich gehören, sondern auch Anlagen wie Stationen, Anlandungen und Horizontalbohrungen. -86-

87 CO 2 pipeline unit cost 120 Unit cost ( /"m) Pipeline diameter (") ZEP onshore 10 km ZEP offshore 10 km ZEP onshore 250 km ZEP offshore 250 km DACE low DACE high Anthony Veder onshore Anthony Veder offshore JRC onshore JRC offshore JRC mountainous terrain Abbildung 26 Investitionsaufwand für CO 2 Pipelines, auf Grundlage zahlreicher Studien (wiedergegeben von Mallon, 2012). Bitte beachten Sie, dass die Kosten in / m angegeben sind. Die Kosten in / m sinken mit steigendem Durchmesser, während die Kosten in /m für große Durchmesser höher sind. Anhand der Zahlen dieser Studie wurden die Einheitskosten von CO 2 -Pipelines mit relevanten Durchmessern berechnet, wie in Tabelle 26 dargestellt. Die Forschungen hinsichtlich eines Rissfortschritts, um festzustellen welche Maßnahmen für die Vermeidung von Rissfortschritt erforderlich sind, dauern noch an. Zur Risikominderung gegen lang laufende Risse muss möglicherweise die Wandstärke der gesamten Rohrleitung vergrößert werden, anstelle der Verwendung von Crack-Arrestoren. Derartige Maßnahmen können die Einheitskosten von CO 2 -Pipelines um bis zu 50 Prozent erhöhen. Tabelle 26 Einheitskosten von Pipelines in /m (abgeleitet von Mallon, 2012) und um 20 Prozent erhöht, um eine größere Wandstärke zu ermöglichen Investitionsaufwand ( /m) Durchmesser ('') Onshore Offshore 16" " " "

88 Die Investitionskosten für ein deutsches Netzwerk für CO 2 -Transport mittels Pipeline können auf Basis eines durchschnittlichen Abstands von 50 km der Verbindungen zwischen den Quellen und der Hauptleitung geschätzt werden. Bei den Pipelines in der Sammlung wird von einem Durchmesser von 16 ausgegangen, mit dem ein Transport von jeweils etwa vier Mt/a möglich wäre. Als Abstand der Onshore-Pipelines werden 350 km angenommen, während der Offshore-Abstand auf 100 km festgesetzt wird. Die zeitliche Entwicklung basiert auf den in Kapitel 6 berechneten Zahlen. Tabelle 27 Geschätzter Investitionsaufwand für das Pipeline-Netzwerk bis 2050 Jahr Ausbau des Pipeline- Netzwerks zusätzliche Anschlüsse Investitionsaufwand CAPEX (Millionen ) Sammelnetzwerk Onshore Offshore Gesamt und " " Gesamt In einer Sensitivitätsanalyse wurde auch ein Offshore-Transportabstand von 500 km berechnet. Der Investitionsaufwand für die 500 km lange Offshore Infrastruktur beträgt etwa 2,9 Milliarden Euro, was den Investitionsbedarf der gesamten Infrastruktur auf 6,4 Milliarden Euro bringt. Der angegebene Investitionsaufwand für ein bestimmtes Jahr repräsentiert den zusätzlich erforderlichen Investitionsaufwand für eine Erweiterung des Systems. Für 2040 bezeichnet der CAPEX-Wert somit die Investitionen in den Jahren 2030 bis Der Gesamtwert ist der Investitionsaufwand für den gesamten Zeitraum bis Die Investitionen sind dargestellt in Abbildung 27. Abbildung 27 Einschätzung der Investitionen in CO 2 -Pipeline-Netzwerk bis

89 Für den Transport per Schiff kann eine ähnliche Analyse durchgeführt werden. Es liegen jedoch nur wenige Angaben über den Investitionsaufwand für CO 2 -Binnentankschiffe und Tanker vor. In den meisten Fällen wird ein Transporttarif für den CO 2 -Transport per Schiff anhand nicht-öffentlicher Zahlen des Investitionsaufwands angegeben. In einem IPCC-Bericht (IPCC, 2005) wird der Investitionsaufwand für einen t Tanker auf 58 Millionen US-Dollar beziffert, umgerechnet sind das 43 Millionen Euro 5 Der Einfachheit halber gehen wir davon aus, dass sich der Investitionsaufwand für ein Binnenschiff oder einen Tanker proportional zu seiner Kapazität verhält. Somit würde ein t Binnentanker 11,5 Millionen Euro kosten. In Tabelle 28 wird die erforderliche Anzahl an Tankern in jedem Cluster angegeben. Übersetzen wir dies in die Anforderungen eines deutschen CO 2 -Transportnetzes, dann ergibt sich folgende Entwicklung für die Anzahl der Tanker: Tabelle 28 Investitionsaufwand für CO 2 -Tanker wenn sämtlicher CO 2 -Transport per Binnenschiffe und Tanker erfolgt. Jahr transportiertes CO 2 (Mt/a) Anzahl der Binnenschiffen Investitionsaufwand Binnenschiffe (Millionen ) Anzahl der Tanker Investitionsaufwand Tanker (Millionen ) Gesamt Die Kostenverteilung zwischen den unterschiedlichen Elementen eines Transportsystems wurde kalkuliert von Vermeulen (2011). Nach Abbildung 28 belaufen sich die Kosten für Verflüssigung und Terminalnutzung ungefähr auf das 1,5-Fache der Kosten eines Offshore-Transports per Schiff. 5 Wechselkurs von 0,74 /$, aus (ECB, 2014). -89-

90 Abbildung 28 Kostenaufschlüsselung für den CO 2 -Transport per Schiff (erstellt von Vermeulen, 2011). Eine Kosteneinschätzung für die gesamte Kette mit einem Sammelnetz, Binnenschiffen für Onshore- Transport und Tankern für Offshore-Transport ist dargestellt in Tabelle 29. Tabelle 29 Geschätzter Investitionsaufwand für ein Pipeline- und Tankernetz bis 2050 Jahr Ausbau des Pipelinenetzes zusätzliche Anschlüsse Investitionsaufwand (Millionen ) Sammelnetzwerk Binnenschiffe Verflüssigung und Terminalnutzung Tanker Gesamt und Gesamt Die Ergebnisse sind in Abbildung 29 dargestellt: -90-

91 Abbildung 29 Geschätzter Investitionsaufwand für ein CO 2 Transportsystem mit Onshore- Pipelines und Offshore-Tankern bis Aus indikativen Berechnungen ergibt sich insgesamt ein Investitionsaufwand von etwa vier Milliarden Euro sowohl im Falle eines Pipelinesystems als auch beim Transport mit Binnenschiffen und Tankern. Es muss jedoch darauf hingewiesen werden, dass es sich bei diesen indikativen Kosten allein um die Investitionen handelt. Betriebskosten, die ebenfalls einen erheblichen Einfluss auf die gesamten Transportkosten haben, wurden im Rahmen dieser Studie nicht untersucht Allgemeine Schlussfolgerungen zur CO 2 -Infrastruktur Es wurde untersucht, wie auf der Basis der Entwicklung der zu transportierenden CO 2 -Mengen in den Jahren bis 2050 eine CO 2 -Transportinfrastruktur entwickelt werden müsste. Die Konfiguration und Größe des Netzwerks wurden sowohl für den Transport per Schiff als auch für den Transport per Pipeline bewertet. Ein Pipelinenetz würde im Jahr 2030 aus einer 32 - und einer 24 Pipeline oder einem gleichwertigen System bestehen. Im Jahr 2040 würde eine weitere 28 Pipeline benötigt und im Jahr 2050 müsste dann eine weitere 32 Pipeline hinzugefügt werden. Das Sammelnetz würde sich auf vergleichbare Weise entwickeln. Ein Transportsystem per Schiff würde etwa 110 Binnenschiffe mit einem Fassungsvermögen von jeweils t und 16 Tanker mit einem Fassungsvermögen von jeweils t erfordern. Wir haben einige indikative Kostenschätzungen für ein CO 2 -Transportsystem präsentiert. Diese Schätzungen zeigen, dass der Investitionsaufwand für die Infrastruktur eines Transportsystems per Pipeline oder per Schiff jeweils etwa vier Milliarden Euro beträgt. Obwohl diese Zahlen stark vereinfacht berechnet sind, geben sie doch einen Hinweis auf die Kosten des CO 2 -Transports. -91-

92 Tabelle 30 Indikative Schätzung des Investitionsaufwands für eine ausschließliche Infrastruktur per Pipeline und eine kombinierte Infrastruktur für Pipeline und Tanker für die Jahre 2030, 2040 und 2050 Jahr Investitionsaufwand (Milliarden ) Pipelines Onshore und Offshore Binnenschiffe und Offshore-Tanker ,0 2, ,9 0, ,2 1,4 Gesamt 4,1 4,2 Genauere Berechnungen sind erst möglich, wenn Pläne für die tatsächliche CO 2 - Transportinfrastruktur vorliegen. Detaillierte Informationen über die Menge an CO 2, Durchflussdynamik, Routen und Qualitätsanforderungen ermöglichen dann die Berechnung einer optimalen Transportinfrastruktur. -92-

93 9 GESCHÄFTSMODELLE FÜR EINE CO 2 - TRANSPORTINFRASTRUKTUR Für den CO 2 -Transport, in der die CO 2 -Abscheidung und -Speicherung (CCS) einen Beitrag zu den Zielen der Bundesregierung bis zum Jahr 2050 leisten kann, wird eine Infrastruktur benötigt, die über den einzelnen Punkt-zu-Punkt-Transport von Kohlendioxid hinausgeht. Aus diesem Grund wird die CO 2 -Transportinfrastruktur in Deutschland vor dem Hintergrund dieses Ziels als Gesamtsystem betrachtet, mit dem das Kohlendioxid, wie in den vorherigen Kapiteln beschrieben, von den angeschlossenen Quellen zu einer Speicherstätte in der Nordsee transportiert werden kann. Geschäftsmodelle beschreiben die Form, in der ein wirtschaftlich rentables Geschäft entwickelt werden kann, wer die Partner dabei sein können und welche Betriebsform gewählt werden kann, um dieses Geschäft zu entwickeln. Abhängig vom Interesse der Beteiligten, können verschiedene Formen der Zusammenarbeit entwickelt werden. Eine wichtige Variable für die Haltung beispielsweise der Stromerzeuger wird die Kraftwerkauslastung mit der Zeit auf der Basis der Einspeisung aus erneuerbaren Energien sein. Im Vergleich zu einem in Volllast betriebenen Kraftwerk, das einen stetigen CO 2 -Fluss erzeugt, wäre der Bau einer fest zugeordneten, eigenen Pipeline bei einer geringen Auslastung nicht sehr attraktiv. In Anbetracht der Komplexität der beteiligten Akteure und der vielen Alternativen, die bei den Entscheidungen, die im Rahmen der Planung und des Entwurfs einer solchen Transporteinrichtung getroffen werden können, zur Verfügung stehen, können die für die Form eines solchen Geschäfts maßgeblichen Prozessvariablen in diesem Kapitel lediglich in groben Zügen beschrieben werden. Mit der Abscheidung, dem Transport und der Speicherung von Kohlendioxid sollen die CO 2 - Emissionen verringert und ein Beitrag zur Senkung der Treibhausgasemissionen geleistet werden. Derzeit sind Abscheidung, Transport und Speicherung von Kohlendioxid noch nicht wirtschaftlich machbar: Die Kosten überwiegen die finanziellen Vorteile. Allerdings ist die Abgabe von CO 2 an die Umwelt in diesem Zusammenhang ein Vorteil, der derzeit nicht (vollständig) monetisiert wird. Aus diesem Grund ist die Realisierung einer Infrastruktur für CO 2 am freien Markt, ohne Anreize oder Umverteilung öffentlicher Mittel, eher unwahrscheinlich. Die langfristige unterirdische Speicherung von Kohlendioxid, einschließlich CO 2 -Transport und -Abscheidung, kann als meritorisches Gut betrachtet werden, d.h., dass die Tätigkeit als Ganzes zwar keine immanenten Vorteile hat, aber einen gesellschaftlichen Gewinn darstellt. Infolgedessen sind Subventionen, Zuschüsse oder andere Mechanismen zur Förderung dieser Aktivitäten erforderlich. Die öffentliche Funktion der Förderung dieser Aktivitäten ist bei der CCS-Technik, wo Zuschüsse und F&E-Mittel auf europäischer und nationaler Ebene zur Entwicklung und Einführung dieser Technik eingesetzt werden, deutlich zu erkennen. Die langfristige Aussicht auf einen rentablen Geschäftsbetrieb ist für Investoren in CCS Voraussetzung für die Realisierung der gesamten Kette. -93-

94 Die CO 2 -Transportinfrastruktur spielt auf verschiedene Weise eine grundlegende Rolle bei der Realisierung der Kette: - Die Sicherheit hinsichtlich der Verfügbarkeit von CO 2 -Transportmitteln wird bei Investitionsentscheidungen sowohl bezüglich der Abscheidung als auch bezüglich der Speicherung von CO 2 eine Rolle spielen. - Eine gemeinsame Infrastruktur, die mehrere Quellen verbindet, bringt Größenvorteile sowohl beim Aufbau als auch hinsichtlich der Effizienz der gesamten CCS-Kette. 9.1 Ansatz In diesem Kapitel werden Geschäftsmodelle für den CO 2 -Transport diskutiert, zusammen mit Schlüsselelementen für ein erfolgreiches CCS-Geschäftsmodell für Deutschland im Jahr Zuerst folgt eine kurze Erörterung der verwendeten Begriffe. Die Elemente eines Geschäftsmodells werden anhand einiger anderer Geschäftsmodelle, zu deren Bestandteilen der Transport im allgemeinen Sinne gehört, illustriert. Anhand der Erörterung einer Auswahl vorhandener Literatur über Geschäftsmodelle für den CO 2 -Transport wird ein relevanter Hintergrund für dieses Kapitel geschaffen. Abschließend werden die wichtigsten Erkenntnisse über die CO 2 -Transportinfrastruktur präsentiert. 9.2 Beispiele und Begriffsbestimmungen Definition von Geschäftsmodellen für den CO 2 -Transport Der Begriff Geschäftsmodell mit den unten erläuterten Hauptparametern wird hier wie folgt verwendet: Ein Geschäftsmodell beschreibt die Grundlogik, wie eine Organisation Werte (wirtschaftlicher, sozialer, kultureller oder anderer Art) schafft, weitergibt und erhält. Der Prozess des Aufbaus eines Geschäftsmodells ist Teil der Geschäftsstrategie (Osterwalder, 2010). Als wichtigste Parameter eines Geschäftsmodells gelten die folgenden Größen: - die Akteure, die in dieser Organisation eine aktive Rolle spielen, - ihre Rollen/Aufgaben/Verantwortlichkeiten, - die Kosten, die für jeden Akteur anfallen, - ihre wirtschaftlichen und sonstigen Ziele sowie - die Risiken, welche die Akteure eingehen. Als Schlüssel für den Aufbau eines funktionsfähigen Geschäftsmodells wird ein Gleichgewicht bei diesen Parametern betrachtet, das jeder Akteur erreichen sollte. Angesichts der Ziele der einzelnen Akteure und der Risiken, die sie bereit sind einzugehen, wird die erforderliche Vergütung variieren. Geschäftsmodelle hängen von strategischen Zielen und wirtschaftlichen Parametern ab, die auf Basis von Marktsituation, politischem Willen von Regierung und Interessengruppen, politischen Zielen, wirt- -94-

95 schaftlichen und finanziellen Zielen sowie auf Basis von Reglementierung und Tarifierung variieren können. Wenn geklärt ist, wie die in Deutschland beteiligten Akteure ein Transportsystem aufbauen und betreiben wollen, und auch die politischen Ziele klar sind, können sich die Partner zu Verhandlungen über die Frage, wie man ein Geschäftsmodell entwerfen kann, das alle Beteiligten zufriedenstellt, zusammensetzen. Geschäftsmodelle und Anwendungsfälle Im Gegensatz zu Anwendungsfällen für den CO 2 -Transport haben Geschäftsmodelle einen eher allgemeinen Fokus und umfassen auch Aktivitäten, die zu regulatorischen und politischen Entscheidungen führen. Hier liegt der Schwerpunkt des gemeinsamen Geschäfts auf dem Aufbau einer CO 2 - Transportinfrastruktur für ganz Deutschland. In diesem Kontext können Geschäftsfälle als spezifische Anwendung eines Geschäftsmodells für einen bestimmten Teil der CO 2 -Transportinfrastruktur auf einen oder mehrere Akteure betrachtet werden. Auch in einem Anwendungsfall sind die Machbarkeit sowie die wirtschaftlichen und sonstigen Konsequenzen so weit zu detaillieren, dass eine Entscheidungsfindung möglich ist. In dieser Studie werden ausschließlich Geschäftsmodelle diskutiert. Ziel und Umfang von Geschäftsmodellen Dieses Kapitel befasst sich mit Geschäftsmodellen für den CO 2 -Transport im Rahmen des Ziels der Studie. Geschäftsmodelle für Transporteinrichtungen von der Quelle zur Speicherstätte im privaten Besitz werden in diesem Kapitel nicht näher betrachtet. Obwohl diese eine realistische Option für die Realisierung der ersten CO 2 -Transportverbindungen sein können, konzentriert sich diese Studie auf die Realisierung einer CO 2 -Transportinfrastruktur für den CO 2 -Transport bis zum Jahr Zwar können alle Akteure eigene Ziele verfolgen, aber als Ergebnis der gemeinsamen Anstrengungen wird ein funktionsfähiges Geschäft angenommen, das alle Voraussetzungen für die Entwicklung und Realisierung einer CO 2 -Transportinfrastruktur für den CO 2 -Ferntransport in Deutschland schafft, um zum Erreichen der Ziele der Bundesregierung im Hinblick auf die Reduzierung der CO 2 -Emissionen einen Beitrag zu leisten. -95-

96 9.2.2 Beispiele von Geschäftsmodellen Zur Illustration der Charakteristiken eines Geschäftsmodells werden in der folgenden Tabelle drei Beispiele aufgelistet. Dabei handelt es sich um den Erdgastransport (NV Nederlandse Gasunie), den Transport und die Zustellung von Briefen und Paketen (Deutsche Post DHL) sowie um den Transport (oder genauer gesagt die Übertragung) von Strom (TenneT). Erdgastransport Brief- und Paketzustellung Stromübertragung Beispiel- NV Nederlandse Gasunie Deutsche Post DHL TenneT unter- nehmen Hauptziel Transport von Erdgas in den Zustellung von Briefen, internationaler Transportnetzbetreiber: Ge- Niederlanden und Deutschland; Express-, Luft- und währleistung von Transport Unterstützung von Erdgasmärkten, Seefracht im Straßen-und und Einspeisung von Strom, Betrieb der Title Schienenverkehr und Kontrakt- Aufbau, Betrieb und Anlagen- Transfer Facility (virtueller logistik verwaltung von Transportnetzen Handelspunkt im niederländischen Gasnetz) Akteure Erdgastransporteure, Industriekunden, Absender und Empfänger von Industrielle, private und sonsti- Stromerzeuger, Briefen und Paketen, Deutsche ge Stromverbraucher, lokale, Eigentümer von Erdgasnetzen, Post DHL, Eigentümer Betreiber nationale und europäische Behörden von Straßen-, Schienen- Behörden, Handelspartner und und Luftfahrtinfrastrukturen, sonstige Akteure im Strommarkt, nationale Regierungen, EU- Kommission alle an das Netz ange- schlossenen Stromverbraucher und -lieferanten Histori- Nach einem Erdgasfund, der Nach der Gründung im Jahr Nach der privaten Gründung sche die bestehende Stadtgasversorgung ersetzte, wurde Entwicklungen Gasunie 1963 als kombiniertes Erdgas-Handels- und Transportunternehmen gegründet wurde das Unternehmen in das Gashandelsunternehmen GasTerra und das Transportunternehmen Gasunie gesplittet. Gasunie setzt die Entwicklung in ein größeres und vielseitigeres Gastransportunternehmen sowohl mit regulierten als auch mit nicht regulierten Dienstleistungen fort mit Pferden und Poststationen in ganz Europa folgten Kutschen und im 19. Jahrhundert eine Schieneninfrastruktur. Seit den 1950er Jahren hat die Deutsche Bundespost ihr Dienstleistungsangebot um Bank- und Telekommunikationsdienste erweitert; Mitte der 1990er Jahre wurde das Unternehmen privatisiert, woraufhin im Jahr 2000 der Börsengang folgte. Aus der Übernahme verschiedener Express- und Logistikdiente entstand die heutige Deutsche Post DHL. mit Akkumulatoren und lokaler Stromerzeugung und -nutzung wurde die Stromübertragung und -versorgung als kommunale und später regionale öffentliche Aufgabe gestartet. Ende des 19. Jahrhunderts spielten die ersten kleineren Stadtwerke eine wichtige Rolle in der zweiten industriellen Revolution. -96-

97 Wer zahlt und stellt Mittel bereit? Die Finanzierung erfolgt zu Gewerbetarifen über den Markt. Die Kosten werden letztlich von den Gaskunden getragen. Die Bezahlung ist direkt mit den transportierten Gütern oder erbrachten Dienstleistungen verbunden: Die Gebühren im Briefverkehr sind festgelegt, aber nicht im Paketversand und bei anderen Dienstleistungen, was eine Optimierung erlaubt. Die Finanzierung erfolgt über private Parteien. Stromverbraucher zahlen eine Transportgebühr auf der Grundlage von Art und Kapazität der Verbindung. Die Finanzierung erfolgt über öffentliche und teilweise über private Mittel. Physische Infrastruktur Hochdruck-Pipelines aus Kohlenstoffstahl (auf internationalen Trassen), Gasverdichterstationen, Beimischstationen, Speichereinrichtungen sowie (Dosier-) Stationen für Ein- und Ausfuhr Sammelstationen, Transportmittel (Fahrzeuge, Züge, Flugzeuge), Verteilerzentren im Besitz einzelner Unternehmen sowie Nutzung der öffentlichen Verkehrsinfrastruktur Hoch- und Mittelspannungs- Transportnetz mit Unterstationen, Kommunikations- und IT- Infrastruktur für die Überwachung und Steuerung des Netzes Öffentliche Funktion Erdgastransport, Bereitstellung (regulierter) Zugänge zum Erdgasnetz Bau und Instandhaltung des öffentlichen Straßennetzes und der Bahninfrastruktur Unterstützung der Regulierungsbehörde Bau und Instandhaltung der Stromübertragungsinfrastruktur werden von nationalen Regierungen finanziert Besitzverhältnisse Öffentliches Eigentum; die Aktien der Gesellschaft werden zu 100 Prozent vom niederländischen Staat gehalten In Privatbesitz, an der Börse gehandelt (ehemals staatlicher Besitz) Öffentliches Eigentum; die Aktien der Gesellschaft werden zu 100 Prozent vom niederländischen Staat gehalten Regulierung Regulierungsbehörde (für das niederländische Netz ACM (Autoriteit Consument en Markt); für das deutsche Netz die Bundesnetzagentur Reguliert von der staatlichen Regulierungsbehörde (z.b. Bundesnetzagentur) Regulierungsbehörde (für das niederländische Netz ACM (Autoriteit Consument en Markt); für das deutsche Netz die Bundesnetzagentur Was ist reguliert? Nutzungsabhängige Transportgebühren; alle Transportkosten sind über den Umfang der Verbindung an die Benutzer weiterzugeben Kundenbelange, Postgeheimnis, Wettbewerb am Postmarkt, postalische Grundversorgung zu erschwinglichen Preisen, öffentliche Sicherheitsbelange und soziale Anforderungen Tarifstrukturen und Bedingungen für die Stromübertragung, Festlegung der Stromverbindung, -übertragung und - versorgungstarife, einschließlich der Rabatte zur Förderung des effizienten Betriebs von Netzbetreibern Netzzugang Diskriminierungsfreier Zugang nach den allgemeinen Transportbedingungen Für den Zugang zum Postmarkt ist eine Lizenz erforderlich. Für den Zugang zum Paket- und Dienstleistungsmarkt ist eine Anmeldung erforderlich Der Netzanschluss ist im Netz-Kodex anhand von (technischen) Bedingungen sowohl für Anbieter als auch für Abnehmer streng reglementiert -97-

98 Wie aus dieser Tabelle hervorgeht, verlangen die genannten Aktivitäten eine physische Infrastruktur und ein Netz mit grenzüberschreitenden Anschlüssen. In dieser Hinsicht lassen sich diese Transportinfrastrukturen mit den CO 2 -Infrastrukturen vergleichen. Historisch betrachtet waren diese Infrastrukturen sowohl in privatem als auch in öffentlichem Besitz und somit wurden die Komponenten der physischen Infrastruktur öffentlich finanziert. Darüber hinaus ist den Infrastrukturen eine strenge Regulierung und Wettbewerb gemein (Brief-/Paketdienste und Strom- und Gasübertragung). Diese Beispiele zeigen die verschiedenen Elemente, die Akteure und Regulierungsstellen von der aktuellen Gestaltung der Brief- und Paketdienste und der Strom- und Gasübertragung für Transportgeschäftsmodelle übernehmen können, sowie deren historische Entwicklung. Als weiteres Beispiel eines Geschäftsmodells für eine bestimmte Infrastruktur wird das deutsche Autobahnnetz diskutiert. Die deutschen Autobahnen werden von der Regierung mit öffentlichen Geldern gebaut und instandgehalten. Die Verkehrsteilnehmer zahlen noch keine Gebühren für die Autobahnbenutzung, aber die meisten Benutzer leisten über allgemeine Steuern einen indirekten Beitrag zum Bau und zur Instandhaltung. 9.3 Hintergrundliteratur zu Geschäftsmodellen für den CO 2 -Transport In diesem Unterkapitel werden anhand verschiedener Quellen in der Literatur alternative Geschäftsmodelle für ein CO 2 -Transportunternehmen oder eine mit dieser Aufgabe betraute Gesellschaft untersucht. Zunächst wird die CCS-Kette beleuchtet, während an späterer Stelle in diesem Kapitel die Geschäftsmodelle für den CO 2 -Transport stärker in den Mittelpunkt gerückt werden Aktueller Entwicklungsstatus der CCS-Technik gemäß der Literatur Die Analyse der möglichen Geschäftsmodelle und der relevanten Parameter basiert auf einer Literaturstudie und den Ergebnissen verschiedener Analysen. Diese Analysen werden miteinander verglichen und zueinander in Beziehung gesetzt. Bei der Analyse der Geschäftsmodelle wird davon ausgegangen, dass die Akteure im Bereich der CCS-Technik nach wirtschaftlichen Gesetzen handeln. Das bedeutet, dass Verhalten und Entscheidungen in Zusammenhang mit Aktivitäten, Investitionen, möglichen Operationen, Geschäftsentwicklung etc. von dem Streben nach einem wirtschaftlichem Optimum beherrscht werden. Mit anderen Worten bedeutet dies, dass sich für die CCS-Technik keine Investoren finden lassen dürften, wenn kein zufriedenstellender oder positiver Anwendungsfall möglich ist. Logische Partner in diesem Bereich sind große Emittenten wie Stromproduzenten und Großindustrien, Erdgastransportunternehmen sowie Explorations- und Produktionsfirmen (E&P). Von diesen Parteien darf wirtschaftliches Verhalten erwartet werden. Ein wichtiger Partner bei der CCS-Technik ist der Staat. Das staatliche Verhalten wird nicht nur von wirtschaftlichen Motiven, sondern auch von politischen Motiven und Zielen gelenkt. Wichtige Aspekte bei der Entwicklung von Geschäftsmodellen sind die Abschwächung des wirtschaftlichen Verhaltens -98-

99 der wichtigsten Ausführungspartner und die politischen Ziele, die der Staat mit der CCS-Technik erreichen will. Die öffentliche Meinung wird auf die Partner anhand von ökologischen Zielen, Zielen im Hinblick auf die Abschwächung des Klimawandels sowie im Hinblick auf die soziale Verantwortung gegenüber der Gesellschaft Druck ausüben. Aus Gründen der Einfachheit und Klarheit wird jedoch davon ausgegangen, dass die Existenz der in der CCS-Technik operierenden Unternehmen letzten Endes für die Dauer des Projekts gesichert sein muss und sie nach ökonomischen Gesetzen handeln. Die jüngsten Entwicklungen in Deutschland wie die Energiewende mit dem Atomausstieg, und die Auswirkung der Einspeisung großer Mengen erneuerbarer Energie in das Energiesystem haben gezeigt, dass sich Unternehmen in dem Sinne wirtschaftlich verhalten, dass Entscheidungen zur Optimierung der Finanzergebnisse getroffen werden, beispielsweise durch Kostensenkungen und den Versuch, unwirtschaftliche Kraftwerke zu verkaufen. Die größten Hürden, die sich der Einführung der CCS-Technik derzeit in den Weg stellen, sind die fehlende wirtschaftliche Rentabilität und die gleichfalls fehlenden rechtlichen Rahmenbedingungen für die Durchsetzung oder Förderung. Der Emissionsrechtehandel (ETS) hat nicht zu den erwarteten CO 2 -Preisen geführt und verschiedene Reaktionen der Marktparteien haben dafür gesorgt, dass der Preis für CO 2 -Zertifikate auch in absehbarer Zukunft niedrig bleiben wird. Diese Analyse entstammt dem Papier von Arnold Mulder (Mulder, 2011). Die in dieser Studie besprochenen deutschen Emissionsreduktionsziele für die Jahrzehnte bis 2050 setzen jedoch voraus, dass die CCS-Technik auf die eine oder andere Weise an Dynamik gewinnt. In einem von der Zero Emission Platform (ZEP) vorgelegten Papier mit dem Titel Creating a secure environment for investment in Europe (ZEP, 2012) wird, abhängig von der Entwicklung der CCS- Stückkosten und des Preises für Kohlendioxid, ein möglicher Entwicklungspfad für das CCS-Projekt skizziert. Laut der ZEP sind verschiedene Meilensteine zu passieren, bevor ein Einsatz der CCS-Technik in vollem Umfang oder wie es die Autoren nennen in großem Maßstab zu erwarten ist. Die grafische Darstellung dieser Meilensteine wurde auf der IEA 2012 vorgelegt und zeigt die benötigten Anreize und Ressourcen für einen erfolgreichen Start der CCS-Technik. Parallel zu den Ergebnissen von Mulder besagt der Artikel, ( ), dass der Emissionsrechtehandel angesichts der kritischen Bedeutung der CCS-Technik für die Bewältigung des Klimawandels... angepasst werden sollte, um die Auswirkungen von zusätzlichen Maßnahmen außerhalb des Emissionsrechtehandels zu berücksichtigen. Mulder zufolge verhindert das Überangebot von Zertifikaten einen Anstieg der Zertifikatpreise, sodass politische Maßnahmen in erster Linie auf eine Beseitigung der Schwächen des Emissionsrechtehandels ausgerichtet sein sollten. In der Literatur vielfach vorgeschlagene Steuer- und andere Anreizmechanismen haben ihre Vor- und Nachteile. Darüber hinaus sind auch andere regulatorische Maßnahmen, wie die verpflichtende Einführung von CCS, in diesem Zusammenhang zu nennen. -99-

100 Abhängig vom jeweiligen Entwicklungsstadium der CCS-Technik werden unterschiedliche Anreize benötigt. Anreize können in Form von Subventionen, Bürgschaften und Zuschüssen, durch Unterstützungsmechanismen sowie durch die Einflussnahme auf den Preis für Kohlendioxid durch flexible Mechanismen wie den Emissionsrechtehandel geschaffen werden. Wer diese Anreize letztlich finanziert, ist noch unklar. Diese Anreize und Meilensteine sowie ihr praktischer Nutzen über die Zeit wird aus Sicht der IEA in der folgenden Abbildung dargestellt (IEA, 2012). Abbildung 30 CCS-Anreize als Teil der verschiedenen Geschäftsmodelle aus Sicht der IEA (IEA, 2012). Diese Grafik zeigt, dass der Preis für Kohlendioxid nach dem Passieren eines oder mehrerer bestimmter Meilensteine als geeigneter Anreiz betrachtet werden kann. Hinsichtlich der Überwindung des ersten Meilensteins spielen für die CCS-Technik andere Aspekte eine Rolle als beim zweiten Meilenstein. Die CO 2 -Transportinfrastruktur kann dabei sowohl die Grundlagen für eine Reduzierung der Gesamtkosten schaffen als auch die Voraussetzung für den flächendeckenden Einsatz bilden. Wie die folgende Abbildung zeigt schlägt die IEA für die Entwicklung der CCS-Technik des Weiteren verschiedene Strategien vor (IEA, 2012)

101 Abbildung 31 Schlüsselelemente eines sich über die Zeit verändernden CCS- Geschäftsmodells nach der IEA (IEA, 2012). Da die CCS-Technik als Ganzes im wirtschaftlichen Sinne ein meritorisches Gut ist, dürfte ihre breit angelegte Einführung nicht von selbst unter der Annahme rationalen ökonomischen Verhaltens der Akteure vonstattengehen. Eine öffentliche Aufgabe wird in diesen Fällen in der Angleichung öffentlicher und privater Ziele, in der Organisation der notwendigen politischen Prozesse sowie im Entwurf einer Strategie und Reglementierung gesehen. Die IEA geht von einer sich entsprechend der Technologiereife entwickelnden Logik bei der Anwendung politischer Maßnahmen zur Beseitigung von Marktdefiziten aus. Abbildung 32 Politische und regulatorische Lösungen zur Unterstützung der Entwicklung der CCS-Technik über der Zeit vor dem Hintergrund des aktuellen, zu überwindenden Marktversagens (IEA, 2012)