Der Weg zum Stabilisierungsziel von 450 ppm CO 2 aus Betreibersicht

Transkript

1 Der Weg zum Stabilisierungsziel von 450 ppm CO 2 aus Betreibersicht Dr.-Ing. L. Mohrbach Bayern Innovativ Nürnberg 27. Oktober 2005

2 Inhalt 1) Vorgabe des IPCC 2) CO 2 - Emissionen 3) Technik 4) Wirtschaftlichkeit 5) Ausblick

3 Rahmenbedingungen CO 2 ist das wichtigste Treibhausgas (ca. 80%) Globale Verteilung erfordert globale Reduktion Deutschland emittiert ca. 3,8% (2002: 858 Mt) Davon ca. 44% aus Kraftwerken, 22% Industrie, 20% Verkehr, 14% Haushalte Vorbildfunktion für globale Lösung? Globale (politische) Lösung ist einziger Weg, z.b. Kioto- Protokoll Und danach? Quelle: VGB, CO2 Capture and Storage

4 Inhalt 1) Vorgabe des IPCC 2) CO 2 - Emissionen 3) Technik 4) Wirtschaftlichkeit 5) Ausblick

5 International Panel on Climate Change IPCC: Entwicklung der atmosphärischen CO 2 - Konzentration Eisbohrkerndaten Projektion Direkte Messungen Quelle: IPCC Second Report 2001

6 Variation der Erdoberflächentemperatur 1000 bis 2100 Temperaturabweichung zu 1990 in K 6,0 5,0 4,0 3,0 Projektion Direkte Messungen Unsicherheitsbereiche der verschiedenen Modelle für ,0 Eiskerndaten 1,0 0,0 Szenarios Quelle: IPCC Second Report 2001

7 Gerechneter und gemessener Temperaturanstieg seit 1850 Temperaturabweichung in K Temperaturabweichung in K (Sonnenaktivität + Vulkaneinfluss) (Treibhausgase + Schwefelaerosole) Rechnung Messung Rechnung Messung Temperaturabweichung in K (Alle Einflüsse) Quelle: IPCC Synthesis Report 2001 Rechnung Messung Die Klimamodelle bilden den bisherigen Temperaturanstieg um ca. 1 K sehr gut ab!

8 Zeitantworten nach CO 2 - Stabilisierung CO 2 - Konzentration, Temperatur und Meeresspiegel steigen auch nach Reduzierung der Emissionen lange weiter Maximum der CO 2 Emissionen: 0 bis 100 Jahre Zeit bis zum Gleichgewicht: Meeresspiegelanstieg durch Schmelzen von Eis: Jahrtausende Meeresspiegelanstieg durch Thermische Ausdehnung: Jahrhunderte bis Jahrtausende Globale Temperatur: Einige Jahrhunderte CO 2 Stabilisierung: 100 bis 300 Jahre CO 2 Emissionen Quelle: IPCC Synthesis Report 2001

9 Zeitfenster Stabilisierung der CO 2 - Konzentration bei erfordert Reduktion der CO 2 - Emissionen auf den Stand von 1990 innerhalb von und danach stetig weitere Reduktion. Zeitpunkt des Emissionsmaximums 450 ppm wenigen Dekaden, Ein bis zwei Dekaden 650 ppm einem Jahrhundert, 1000 ppm zwei Jahrhunderten, Ein Jahrhundert IPCC: eventually CO 2 emissions would need to decline to a very small fraction of current emissions Quelle: IPCC Synthesis Report 2001

10 Inhalt 1) Vorgabe des IPCC 2) CO 2 - Emissionen 3) Technik 4) Wirtschaftlichkeit 5) Ausblick

11 Entwicklung der weltweiten CO 2 - Emissionen Milliarden Tonnen Andere China/ Indien USA Westeuropa

12 Energiebezogene CO 2 - Emissionen in der EU25 CO 2 - Emissionen in Mt/a Spezifische CO 2 - Emissionen in Mt/TWh

13 Inhalt 1) Vorgabe des IPCC 2) CO 2 - Emissionen 3) Technik 4) Wirtschaftlichkeit 5) Ausblick

14 Entwicklungslinien für Grund- und Mittelllastleistung Erdgas- CC Steinkohle Braunkohle Dormagen η = 53% NRW- ReferenzKW η = 46% IGCC- Prototypen 42% BOA η = 43% η = 55% η = 60% Emax (Test Facility) BOA+, KOBRA Emax/ AD-700 η = 50% CO 2 - Endlagerung η = - (7 bis 10%)??? Generation 3 Generation 3+ und 4 ITER Kernenergie N4+ (Framatome) CP-900 (Framatome) System 80+ (Westinghouse) ABWR (GE, Hitachi/ Toshiba) KSNP (Korea) WWER-1000 (Russland) CANDU- 6 (AECL) EPR (Framatome) SWR-1000 (Framatome) AP- 600 (Westinghouse) ESBWR (GE) CNP-1000 (China) WWER-640 (Russland) ACR-700 (AECL) APWR (Mitsubishi/ Westinghouse) PBMR (Südafrika) AP (Westinghouse) BWR 90+ (Westinghouse Atom) APR-1400 (Korea) BN-800 (Russland) CANDU-5 (Indien) Quelle: VGB

15 Roadmap zur CO 2 - Minderung bei fossilbefeuerten Kraftwerken Weltweit Hauptsächlich Industriestaaten Horizont 1 Horizont 2 Horizont 3 Stand der Technik weltweit zum Einsatz bringen Fortschrittliche Kraftwerkstechnik weiterentwickeln Effizienzsteigerung zur CO 2 -Minderung (Primärmaßnahme) Vision CO 2 -"freies" fossil befeuertes Kraftwerk klären CO 2 - Abtrennung und Speicherung (Sekundärmaßnahme) Quelle: Ewers, Renzenbrink, VGB PowerTech 4/2005

16 Stromerzeugung in Europa- 25 TWh/a Wind: 1 % Sonst. (Öl, Holz, Müll): 9 % Gas: 18 % Stein- und Braunkohle: 30 % Kernenergie: 32 % Wasserkraft: 10 % Zuwachs 1400 TWh/a Ersatz 1000 TWh/a Quellen: EU Energy and Transport Outlook, VGB

17 Optionen zur Deckung des Neubaubedarfs Für 2400 TWh (Neubaubedarf EU-25) bis 2020 braucht man: 200 Kernkraftwerksblöcke mit je 1400 MW, oder 320 Braunkohleblöcke mit je 1000 MW, oder 530 Steinkohleblöcke mit je 600 MW, oder 800 GuD- Gaskraftwerke mit je 400 MW, oder Windenergieanlagen mit je 5 MW (25% Ausnutzung) (+ 94% Reserve, z.b. 500 Steinkohleblöcke)

18 CO 2 - Minderung durch moderne Kohlekraftwerke Weltweiter Ersatz bestehender Steinkohlekraftwerke durch modernste Referenzkraftwerke Mrd t/co 2 /a Derzeitige Steinkohlekraftwerke Referenzkraftwerke

19 Weiterentwicklung der Kohlekraftwerkstechnik Kohlekombikraftwerke Kohle Vergasung od. Druckfeuerung Gasreinigung GuD Wirkungsgrad: % Hybridkraftwerke (Einbeziehung Brennstoffzelle) Kohle Kohlevergasung Gasreinigung Brennstoffzelle GuD alternativ: Erdgas Wirkungsgrad: 60 % Kohle, 70 % Erdgas Kommerzielle Nutzbarkeit jenseits 2020 Technologien für CO 2 - freie Kraftwerkstechnik interessant Quelle: Ewers, Renzenbrink, VGB PowerTech 4/2005

20 Kraftwerke mit CO 2 - Abtrennung Forschungsbedarf CO 2 - Abtrennung nach der Verbrennung (Dampfkraftwerke) Konv. KW mit CO 2 - Wäsche 1000 m 3 /s, 18 vol-% CO 2 Kohle Luft Konventionelles Dampfkraftwerk Rauchgasreinig. CO 2 - Abtrennung CO 2 Oxyfuel- Prozess Brennstoff Kohle Luft Rauchgasreinigung Luftzerlegung Kessel O 2 Kondensation CO 2 CO 2 / H 2 O CO 2 - Abtrennung vor der Verbrennung (Kombikraftwerke) IGCC- Prozess (Kohle) o. NGCC- Prozess (Gas) Luft Luftzerlegung O 2 Vergasung Gasreinigung CO-Shift H 2 GuD CO 2 - Abtrennung mit H 2 -Turbine Quelle: Ewers, Renzenbrink, VGB PowerTech 4/ m 3 /s, 45 vol- % CO 2 CO 2

21 Schlüssel Membrantechnik Membrantechnik für O 2 - Erzeugung (anstelle Luftzerlegung) CO 2 - Abtrennung vor Verbrennung CO 2 - Abtrennung nach Verbrennung Anwendung bei IGCC, NGCC, Oxyfuel IGCC, NGCC Druckkohlenstaubfeuerung Beispiel: Oxycoal Aachen mit Hochtemperatur (HT)- Membran neuartige, modifizierte Prozessschritte Luft Brennstoff HT-Membran O 2 Kessel Kondensation Heißgasreinigung Abhitzekessel CO 2 N 2 CO 2 / H 2 O bei 850 C Quelle: Ewers, Renzenbrink, VGB PowerTech 4/2005

22 Inhalt 1) Vorgabe des IPCC 2) CO 2 - Emissionen 3) Technik 4) Wirtschaftlichkeit 5) Ausblick

23 Preis der CO 2 - Abtrennung/ Lagerung Spezifische CO 2 - Emissionen t CO 2 MWh 1,5 1 0,5 0 BoA mit BoA mit Wäsche 50 Jahre Effizienzsteigerung 150 MW 300 MW 600 MW OxyFuel Oxyfuel bis 2020 Effizienzsteigerung Status quo: BoA BoA-Plus Plus700 C + BoA Plus IGCC IGCC 700 C+ BoA- Plus CO 2 -Abtrennung/Lagerung IGCC mit mit CO CO 2 -Abtrennung 2 - jenseits 2020 Hybrid-KWKW Wirkungsgrad in % Die CO 2 - Abtrennung bietet zusätzliches Potenzial, aber zu einem hohem Preis: Wirft die Technik zur Effizienzsteigerung um rd. 50 Jahre zurück. Ca. 1/3 höherer spezifischer Ressourcenverbrauch = 1/3 mehr Kraftwerke. Etwa Verdoppelung der Stromerzeugungskosten. Akzeptanzfrage der CO 2 - Lagerung. Quelle: Ewers, Renzenbrink, VGB PowerTech 4/2005

24 Kraftwerksprozesse im Vergleich, Beispiel Braunkohle: Kraftwerke ohne CO 2 - Abtrennung Referenz-KW BoA- Plus IGCC Kraftwerke mit CO 2 - Abtrennung konv. Technik Oxyfuel IGCC Wirkungsgrad [%] ** 42 Spez. Investkosten [ /kw] Stromerzeugungskosten * [%] * inkl. CO 2 - Verdichtung, Verflüssigung und 300 km Transport ** inkl. Vortrocknung, d. h. rd. 4 %-Pkte. Vorteil gegenüber Rohkohlefeuerung berücksichtigt Starke Wirkungsgradeinbußen bei CO 2 - Abtrennung vor allem bei konventioneller Technik heißt: Ressourcenverbrauch steigt drastisch Massive Erhöhung der Stromerzeugungskosten durch CO 2 - Abtrennung Quelle: Ewers, Renzenbrink, VGB PowerTech 4/2005

25 Energiedichten und Strombereitstellungskosten C/KWh Stationär Mobil Knopfzelle Autobatterie Photovoltaik Trockenbatterie 0,01 0, W 1 KW 0 Dezentral Zentral Wind Brennstoffzelle Verbrennungsmotoren Gasturbinen Kohlekraftwerk Kernkraftwerk 1E+06 1E+07 1E+08 1E+09 1E+10 1 MW 1000 MW Einheitengrösse

26 Internalisierung externer Stromerzeugungskosten Stromerzeugungskosten für Neubauten in 15 europäischen Ländern mit Berücksichtigung externer Kosten /MWh Photo- Voltaik: > Minimum - Maximum Preisband Handelspreis Kernenergie Braunkohle Steinkohle Gas (GuD) Hydro Wind Onshore Offshore Biomasse Quelle: Grimston, NEI 4/2005, S. 28

27 Erforderliche Faktoren für den Umstieg Technik: Akzeptanz: Kapital: vorhanden (Ausnahmen: CO 2 - Abscheidung, Kernfusion) vorhanden bis zweifelhaft in liberalisierten Märkten knapp Marktdruck steuert die Investitionen Nur die preisgünstigste Option kommt zum Tragen Teurere Techniken erfordern staatliche Subventionen Fehlallokation knappen Kapitals?

28 Inhalt 1) Vorgabe des IPCC 2) CO 2 - Emissionen 3) Technik 4) Wirtschaftlichkeit 5) Ausblick

29 Vision eines Zero- Emission- Energiesystems: Kernenergie 2 H 2 O Erneuerbare 2 H 2 Transport, etc O 2 Elektrolyse 2 H 2 O C O 2 ( Oxyfuel, also ohne N 2 ) Emax CO 2 Endlagerung Oxyfuel Kohlekraftwerke als Ergänzung zur Wasserstoffwirtschaft

30 Ausblick Begrenzung des Temperatur- und Meeresspiegelanstiegs erfordert: Weitgehende Dekarbonisierung des weltweiten Energiesystems: Globaler Ansatz Alle Verbrauchssektoren Für eine Kraftwerksgeneration: Hocheffiziente fossilbefeuerte Kraftwerke CO 2 - Abscheidung und Endlagerung??? Umstieg auf CO 2 - freie Techniken: Wasserkraft und Kernenergie (a. Fusion) Synthetische Kraftstoffe (Wasserstoff) Der begrenzende Faktor beim Umstieg ist Kapital. Es sollte so effizient wie möglich eingesetzt werden.