CO 2 -Sequestrierung in Kraftwerksprozessen. Christidis Andreas, Endres Stefan

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1 CO 2 -Sequestrierung in Kraftwerksprozessen Christidis Andreas, Endres Stefan

2 CO 2 -Abtrennung in Kraftwerken

3 Übersicht CO 2 -Verminderungspotential in der Kraftwerkstechnik Prinzipien zur CO 2 -Abtrennung in Kraftwerken Gastrennverfahren Kriterien für durchsetzungsfähige Technologien Kraftwerkskonzepte mit CO 2 -Abscheidung Pilotanlagen und Forschungs- und Entwicklungsarbeit Wirkungsgradeinbußen / Wirtschaftlichkeit Welche Technologien vermutlich eingesetzt werden 3

4 CO 2 -Verminderungspotential in der Kraftwerkstechnik Hochsetzen des weltweit durchschnittlichen Wirkungsgrades Entwicklung neuer Kraftwerkskonzepte CO 2 -Sequestrierung Quelle: BMWA,COORETEC 4

5 Prinzipien zur CO 2 -Abtrennung in Kraftwerken Brennstoffdekarbonisierung (Wasserstoffproduktion aus Brennstoff) Rauchgasdekarbonisierung (Rauchgaswäsche) Oxyfuel-verfahren (Sauerstoffreiche Verbrennung) 5

6 Gastrennverfahren Chemische Absorbtion Physikalische Absorbtion Adsorbtion (phys. / chem.) Membranverfahren Kondensation / Sublimation Quelle: Göttlicher, G 6

7 Kriterien für durchsetzungsfähige Technologien Investitionskosten (gebundenes Kapital) Zuverlässligkeit (bewährte Technologien) CO 2 Vermeidungskosten (vergl. Zertifikatepreise) k CO 2 = m& k k el, i el,re m& CO,Re CO, i 2 2 7

8 Rauchgasdekarbonisierung Wirkungsgradeinbußen: 5 10% CO 2 -Abtrennungskosten: EUR/t CO2 Wirkungsgradeinbußen: 4 11% CO 2 -Abtrennungskosten: EUR/t CO2 Quelle: BMWA, COORETEC 8

9 Brennstoffdekarbonisierung Wirkungsgradeinbußen: 6 10% CO 2 -Abtrennungskosten: EUR/t CO2 Wirkungsgradeinbußen: 8 10% CO 2 -Abtrennungskosten: ca. 31 EUR/t CO2 Quelle: BMWA, COORETEC 9

10 Oxyfuel-Verfahren Wirkungsgrad: ca. 34% Investitionskostensteigerung: 100% Quelle: BMWA, COORETEC 10

11 Weitere Kraftwerkstypen zur CO 2 - Abscheidung AZEP (Oxyfuel mit Ionen Transport Membran) niedriger Energieeinsatz zur Sauerstoffproduktion durch Membraneinsatz ZEC (Kohlevergasung, chem Adsorbt., SOFC) nutzung des guten Wirkungsgrades einer Brennstoffzelle, und ihrer Abwärme zur Regeneraton des CaCO 3 Quelle: ENCAP 11

12 Pilotanlagen und Forschungs- und Entwicklungsarbeit CASTOR Rauchgasdekarbonisierung mit Ziel, die Senkung des Energiebedarfs zur Regeneration und damit Senkung der CO 2 -Emissionskosten ENCAP Brennstoffdekarbonisierung, IGCC / IRCC, Oxyfuel - Pilotanlage OXYCOAL-AC Kohlevergasung mit ITM zur Sauerstoffbereitstellung 12

13 Wirkungsgradeinbußen / Wirtschaftlichkeit CO2 - Abtrennungsprinzip Brennstoff spez. Investitionskostensteigerung spez. Investitionskosten [EUR / kw] Wirkingsgradeinbußen Wirkungsgrad CO2- Vermeidungskosten [EUR / tco2] Brennstoff - dekarbonisierung Kohle Erdgas 33% - 54% (Vergleich IGCC) 120% (Vergleich GuD) % - 10% 8% - 10% 35% - 39% 48% - 50% ~ 31 Rauchgas - dekarbonisierung Kohle Erdgas 80% 90% % - 10% 4% - 11% 32% - 37% 48% - 55% Oxyfuel - Verfahren Kohle Erdgas 100% % - 10% 34% Quellen: BMWA, COORETEC Dunkler, Ralf, 13

14 Welche Technologien vermutlich eingesetzt werden Nahe Zukunft: Oxyfuel-Verfahren Für GuD-Kraftwerke: CO 2 -Abtrennung eher Unwirtschaftlich Ferne Zukunft: IGCC mit CO 2 -Abtrennung für Neuanlagen Rauchgaswäsche zur Nachrüstung 14

15 CO 2 -Abtrennung nur Vorteile? 15

16 Quellen: BMWA, Forschungs- und Entwicklungskonzept für emissionsarme fossil befeuerte Kraftwerke, Bericht COORETEC - Arbeitsgruppen, Dokumentation Nr. 527, 2003 BMUNR, Nationaler Allokationsplan für die Bundesrepublik Deutschland , 2004, S Dunkler,R., Wege zum emissionsfreien Kohlekraftwerk, BWK Bd. 57 Nr. 11, 2005, S Ewers,J., Renzenbrink, W., RWE Power AG Essen, Techniken der CO2- Minderung, Vortrags-Nr. B3 Göttlicher, G., Energietechnik der Kohlendioxidrückhaltung in Kraftwerken, VDI Fortschrittsberichte, Reihe 6, Nr. 421, 1999 Köhler, D., Kramer, T., Schwärzer, M., Der Zero Emission Coal Process, BWK Bd. 55, Nr. 3,2003, S CASTOR, ENCAP, OXYCOAL-AC, 16

17 Transport und Ablagerung

18 Überblick: CO 2 - Transport CO 2 - Verwertung CO 2 - Ablagerung Projekte und Pilotanlagen Rechtliche Aspekte Zukünftige Entwicklung 18

19 CO 2 - Transport

20 Transportzustand: gasförmig (ca. 80 bar) flüssig ( bar) überkritisch fest (Trockeneis) Transportwege: via Pipeline via Schiff Transportkosten: USA: 1-3 US-$/t CO2 /100km COORETEC-Schätzung: 6-18 /t CO2 20

21 CO 2 - Verwertung

22 Techn. Verwertung: als Kühl-, Treibmittel oder Schutzgas Potential: Ca. 0,1% des heute freigesetzten CO 2 Chem. Verwertung: Grundstoff für die chem. Industrie chem. Produkte als Brennstoff Quelle: COORETEC 22

23 CO 2 - Ablagerung

24 Ort: Geologische Lagerstätten: stillgelegte Kohle- und Salzbergwerke tiefe Kohleflöze (ECBM) aktive Ölquellen (EOR) ausgeförderte Ölfelder aktive und ehemalige Gaslagerstätten tiefe saline Aquifere, Grundwasserspeicher Speicherung im Ozean: Injektion Düngung Risiken: Leckagen Versauerung der Aquifere Versauerung des Meerwassers Quellen: WBGU, IEA GHG R&D 24

25 Sicherheit Speicherdauer [Jahren] Globale Kapazität [Gt CO2] Kosten [ / t CO2] Stillgelegte Kohleund Salzberkwerke gering > gering Tiefe Kohleflöze hoch > Aktive Ölquellen (EOR) Ausgeförderte Ölfelder Aktive und ehem. Gaslagerstätten gering dekaden ~ 200 gering > ~ 350 hoch > ~ Tiefe saline Aquifere hoch > > 4000 Ozean ungewiss < 1000 > Quelle: WBGU 25

26 Quelle: IEA GHG R&D 26

27 Projekte und Pilotanlagen

28 USA, momentan 74 Projekte (EOR) 33Mt CO2/Jahr Alberta, Canada (seit 1994) Injektion in salines Aquifer Gasgemisch (CO2, H2S) aus Gaskraftwerk Tarragona, Spanien (EOR) Betreiber: Repsol Injektion in Casablanca Ölfeld 500kt CO2/Jahr aus Raffinerie Lindach, Österreich (EGR) Betreiber: Rohoel Injektion in Lindach Gasfeld 28

29 Sleipner-Projekt: Förderung von CO2-reichem Methan 1Mt CO2 /Jahr in sal. Aquifer reinjiziert Betreiber: Statoil Monitoring: SACS Quellen: COORETEC, Statoil, IEA GHG R&D 29

30 CO2SINK, Ketzin: Projektleiter: Prof. G. Borm, GeoForschungszentrum Potsdam Forschung im Rahmen des FP6 der Europ. Kommision CO 2 Lagerung in ehemaligem Gasspeicher Analyse der Auswirkung auf Mikroorganismen Anfänglich techn. CO 2, später aus Biomassekraftwerk Betriebsstart: Ende 2006 Injektion von 30kt CO2 /Jahr 30

31 Rechtliche Aspekte

32 Rechtliche Aspekte Abfallrecht (KrW-/AbfG, VersatzV) und Bergrecht (BBergG) nicht anwendbar Wasserrecht: (WHG) Nachhaltige Veränderung des Grundwassers kann nicht ausgeschlossen werden Einleitung von CO 2 stellt erlaubnispflichtige Benutzung dar Immissionsschutzrecht: (BImSchG) TEHG und ZuG 2007 Betreiber sind auf Aussagen über Allokationen angewiesen Investition in CAA Vermeidungskosten < Zertifikatepreis Quelle: HWWA Dicussion Paper

33 Quelle: HWWA Dicussion Paper

34 Zukünftige Entwicklung

35 Wird das Abtrennen und Ablagern von CO 2 sich als THG- reduzierende Maßnahme durchsetzten? JA, denn: CAA kann signifikanten Beitrag leisten Technische Machbarkeit gegeben Kapazität für Lagerstätten vorhanden Bei der Einführung der Technologie gibt es nur Gewinner Politik, Anlagenbauer, Betreiber Aber: CAA ist teuer Verbrauch von zuszl. Primärenergie fraglich Sicherheit der Lagerstätten und Folgen der Ablagerung ungenügend bekannt 35

36 Kummulative Emissionsreduktion im Zeitraum im Vergleich zu business-as-usual- Szenario (kum. Emission: 6000Gt CO2 ) Quelle: WBGU 36

37 Was sind die nächsten Schritte? Kosten für CAA müssen gesenkt werden CO 2 -Lagerung muss sich als sichere, umweltverträgliche Langzeitlösung etablieren Einbindung der Gesellschaft Verbindliche gesetzliche Regelwerke für die CAA müssen geschaffen werden Alternative Technologien zur CO 2 -Reduktion müssen forciert werden 37

38 Quellen: BMWA, Forschungs- und Entwicklungskonzept für emissionsarme fossil befeuerte Kraftwerke, Bericht COORETEC - Arbeitsgruppen, Dokumentation Nr. 527, 2003 HWWA, Dietrich L., Bode S.: CO2-Abscheidung und Ablagerung (CAA): Ordnungsrechtliche Aspekte und ökonomische Implikationen im Rahmen des EU- Emissionshandels, HWWA Discussion Paper 327, 2005 IEA GHG R&D Programme, Davison J., Freund P., Smith.A.: Putting Carbon Back In The Ground, 2001 WBGU, Ploetz Ch.: Sequestrierung von CO2: Technologien, Potenziale, Kosten und Umweltauswirkungen, Externe Expertise das WBGU-Hauptgutachten 2003 "Welt im Wandel: Energiewende zur Nachhaltigkeit, 2003 CASTOR, Statoil, 38