Energiewirtschaftliche, strukturelle und industriepolitische Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit einer CO 2 -Rückhaltung in NRW

Energiewirtschaftliche, strukturelle und industriepolitische Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit einer CO 2 -Rückhaltung in NRW Abschlussbericht 132/41808012 an das Forschungszentrum Jülich GmbH Projektträger ETN Dr. Peter Viebahn (Projektleiter) Dipl.-Umweltwiss. Andrea Esken Prof. Dr. Manfred Fischedick AbschlussBericht Wuppertal, 15. Mai 2009

Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit CO 2 -Rückhaltung in NRW Ansprechpartner Dr. Peter Viebahn Forschungsgruppe Zukünftige Energie- und Mobilitätsstrukturen Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH Döppersberg 19 42103 Wuppertal Tel.: 0202/2492-306 Fax: 0202/2492-198 Mail: peter.viebahn@wupperinst.org Web: www.wupperinst.org 2 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie

Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis Tabellenverzeichnis 7 Abbildungsverzeichnis 9 Zusammenfassung 12 1 Einführung 17 1.1 Hintergrund 17 1.2 Einschränkungen 19 2 Anreize für eine potenzielle Nachrüstung von Kraftwerken mit einer CO 2 -Abtrennung 20 2.1 Überblick 20 2.2 Technische Entwicklung von clean coal -Konzepten 20 2.3 Rechtliche Rahmenbedingungen 22 2.3.1 Geplanter Rechtsrahmen der EU 22 2.3.2 Aspekte der Richtlinie, die für eine CCS-Nachrüstung relevant sind 25 2.3.3 Umsetzung der geplanten EU-Vorgaben in deutsches Recht 28 3 Technische und strukturelle Voraussetzung für eine Nachrüstung 30 3.1 Überblick über Abscheidetechniken 30 3.2 Definition von capture ready 32 3.3 Maßnahmen zur Nachrüstung mit einer CO 2 -Abscheidung 34 3.3.1 Nachrüstung in Abhängigkeit des jeweiligen Abscheideverfahrens 34 3.3.2 Übergreifende Aspekte 36 3.4 Mögliche Nachrüstung bei industriellen CO 2 -Quellen 37 4 Lage und Kapazitäten zukünftiger CO 2 -Lagerstätten 39 4.1 CO 2 -Lagerstätten in Deutschland 39 4.2 Speicherkapazitäten in NRW 44 4.3 Speicherkapazitäten in Nachbarländern 45 Abschlussbericht 3

Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit CO 2 -Rückhaltung in NRW 5 Transportoptionen als Teil einer nötigen Infrastruktur 47 5.1 Zentrale Aspekte einer CCS-Infrastruktur 47 5.2 Transportgut und Transportoptionen 48 5.3 Genehmigungs- und Planungsaspekte beim Bau einer CO 2 -Pipeline 50 6 Potenzielle CO 2 -Abscheidung in Kraftwerken in NRW 52 6.1 Vorgehensweise in Kapitel 6, 7 und 8 52 6.2 Geplante und angenommene Kraftwerks-Entwicklung in NRW 53 6.2.1 Aktuelle Kraftwerksplanung und -bestand in NRW (Basisszenario) 53 6.2.2 Angenommene Kraftwerksplanung in NRW (Szenario 1) 54 6.2.3 Analyse der Kraftwerkskapazitäten im Zeitablauf 58 6.2.4 Analyse der CO 2 -Emissionen im Zeitablauf 60 6.3 Ermittlung der für eine CO 2 -Nachrüstung potenziell geeigneten Kraftwerke in NRW 62 6.3.1 Generelle Vorgehensweise und Annahmen 62 6.3.1.1 Annahme Restlebensdauer 62 6.3.1.2 Annahme Flächenbedarf 63 6.3.1.3 Annahme Abscheidetechnik 63 6.3.2 Auswahlkriterien 65 6.3.3 Darstellung der für eine Nachrüstung in Frage kommenden Kraftwerke 65 6.3.4 Berechnung der zu erwartenden Zusatzleistung ( penalty load ) 67 7 Szenarienanalysen zur Ermittlung der potenziellen CO 2 -Abscheidemengen von Kraftwerken in NRW 68 7.1 Verfügbarkeit von CCS ab dem Jahr 2020 (Szenario 1) 68 7.1.1 Entwicklung der Kraftwerksstruktur 68 7.1.2 Zeitlicher Verlauf der Erneuerungswelle 69 7.1.3 Berechnung der zeitlichen Entwicklung der CO 2 -Emissionen 69 7.1.4 Berechnung der zeitlichen Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen 74 7.2 Sensitivitätsanalyse: Verfügbarkeit von CCS erst ab 2025 (Szenario 2) 76 7.2.1 Entwicklung der Kraftwerksstruktur 76 7.2.2 Zeitlicher Verlauf der Erneuerungswelle 79 7.2.3 Berechnung der zeitlichen Entwicklung der CO 2 -Emissionen 79 7.2.4 Berechnung der zeitlichen Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen 81 4 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie

Inhaltsverzeichnis 7.3 Sensitivitätsanalyse: Verfügbarkeit von CCS erst ab 2030 (Szenario 3) 82 7.3.1 Zeitlicher Verlauf der Erneuerungswelle 85 7.3.2 Berechnung der zeitlichen Entwicklung der CO 2 -Emissionen 85 7.3.3 Berechnung der zeitlichen Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen 86 7.4 Exkurs: Verlagerung von Kraftwerken an die Küste 88 7.5 Sensitivitätsanalysen: Erhöhung der Kraftwerklebensdauer auf 45 und 50 Jahre 88 8 Bildung von CO 2 -Clustern in NRW und Fahrplan für eine mögliche CO 2 -Abscheidung 93 8.1 Potenzielle CO 2 -Abscheidung in der Industrie in NRW 93 8.2 Gesamtbetrachtung der möglichen CO 2 -Abscheidung in NRW 94 8.3 Bildung möglicher CO 2 -Cluster für die Szenarien 1-3 94 8.4 Fahrplan für die CO 2 -Abscheidung: Einstiegs-, Übergangs- und Ausbausszenario 98 9 Ermittlung der nötigen Pipeline-Speicher-Infrastrukturen für NRW 104 9.1 Vorgehensweise 104 9.2 Transport-Speicher-Szenarien für NRW 104 9.2.1 Betrachtete Speicherregionen in Deutschland 104 9.2.2 Betrachtete Speicherregionen im Ausland 105 9.2.3 Erstellung der Pipeline-Speicher-Szenarien 106 9.3 Fahrplan für den Pipeline-Bau: Einstiegs-, Übergangs- und Ausbausszenario 107 9.3.1 Vorgehensweise 107 9.3.2 Ergebnisse der Pipeline-Auslegung für Szenario 1 108 9.3.3 Ergebnisse der Pipeline-Auslegung für Szenario 2 (CCS erst ab 2025) 118 9.3.4 Ergebnisse der Pipeline-Auslegung für Szenario 3 (CCS erst ab 2030) 126 9.3.5 Vergleich aller Speicher-Szenarien 126 10 Klima- und energiewirtschaftliche Bedeutung der Nachrüstung im Vergleich zu anderen Maßnahmen 128 10.1 Zusammenfassung der Erkenntnisse der Szenarienanalyse 128 10.2 Energiewirtschaftliche und klimapolitische Analyse 129 10.2.1 Vergleich mit der Leitstudie 2008 10.2.2 Vergleich mit der RECCS-Studie 130 131 10.3 Industriepolitische Aspekte der Nachrüstung 132 Abschlussbericht 5

Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit CO 2 -Rückhaltung in NRW 11 Akzeptanzfragen 134 12 Literatur- und Quellenverzeichnis 139 13 Anhang 144 6 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie

Inhaltsverzeichnis Tabellenverzeichnis Tab. 4-1: CO 2 -Speicheroptionen unter Angabe ihrer regionalen Verteilung und ihrer Vor- und Nachteile 39 Tab. 4-2: CO 2 -Abscheidemengen von Kraftwerken bei verschiedenen Kraftwerkskonfigurationen 40 Tab. 4-3: Bewertung der geologischen Speicheroptionen in Deutschland anhand ausgewählter Kriterien (nur onshore) 41 Tab. 4-4: Neuere Abschätzungen der CO 2 -Speicherkapazitäten für Deutschland 42 Tab. 4-5: Rangfolge der Speicherobjekte in NRW aufgrund der Kapazitäten bei unterschiedlichen Wahrscheinlichkeiten, geordnet nach den Kapazitäten mit 50%er Wahrscheinlichkeit 44 Tab. 5-1: Parameter verschiedener Verkehrsträger zum Transport von CO 2 48 Tab. 5-2: Ladekapazitäten verschiedener Verkehrsträger zum Transport von CO 2 49 Tab. 5-3: Übersicht über existierende CO 2 -Pipelines 49 Tab. 5-4 Auslegung von CO 2 -Pipelines mit einem Anfangsdruck von 110 bar 50 Tab. 6-1: Überblick über die durchgeführten Kraftwerks-Szenarien 52 Tab. 6-2: In Betrieb befindliche fossile Kraftwerke sowie Neubauvorhaben in NRW mit CO 2 - Emissionen größer 1 Mt CO 2 /a 55 Tab. 6-3: Wirkungsgrade neuer Kraftwerke (ohne CO 2 -Abscheidung) ab dem Jahr 2010 57 Tab. 6-4: CO 2 -Emissionen verschiedener fossiler Brennstoffe 60 Tab. 6-5: Fossile Kohlekraftwerke in NRW, für die eine Nachrüstung in 2020, 2025 oder 2030 in Frage käme 66 Tab. 6-6: Wirkungsgrade neuer Kraftwerke (mit CO 2 -Abscheidung) ab dem Jahr 2010 67 Tab. 7-1: Treibhausgas-Potenzial einer Kilowattstunde Strom aus CCS-basierten Kraftwerken im Vergleich zu Kraftwerken ohne CCS 74 Tab. 7-2: Neubauvorhaben in NRW geeignet für die Verlagerung an die Küste 88 Tab. 7-3: Auswertung der Szenarien bei veränderter Kraftwerklebensdauer 89 Tab. 7-4: Tab. 7-5 Vergleich der möglichen CO 2 -Abtrennung bei veränderter Kraftwerkslebensdauer (Szenarien) Reduktionsraten der CO 2 - und THG-Emissionen im Vergleich der Szenarienfamilien 1-3 (jeweils mit CCS) Kraftwerkslebensdauer 90 91 Tab. 8-1 Für die Clusterbildung relevante Industriebetriebe in NRW 93 Tab. 8-2 Maximalmenge an abzuscheidendem CO 2 aus Kraftwerken und großen Industriebetrieben in NRW im Ausbauzustand (Szenarien 1-3 im Vergleich) 94 Tab. 8-3 Aufteilung der Kraftwerke in Cluster und Einzelstandorte in NRW 96 Tab. 8-4 Jährliche Mengen an abgeschiedenem CO 2 in den Clustern und Einzelstandorten im maximalen Ausbauzustand 96 Abschlussbericht 7

Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit CO 2 -Rückhaltung in NRW Tab. 8-5 Gesamtmenge an abgeschiedenem CO 2 in den Clustern und Einzelstandorten über die Lebensdauer der betrachteten Kraftwerke 97 Tab. 9-1: Überblick über die durchgeführten Speicher-Szenarien 106 Tab. 9-2 Parameter des Pipeline-Netzwerks (Szenarien 1, 2, 3) 127 Tab. 10-1: Überblick über die durchgeführten Kraftwerks-Szenarien 128 Tab. 10-2 Reduktionsraten der CO 2 - und THG-Emissionen im Vergleich der Szenarienfamilien 1-3 (jeweils mit CCS) 129 Tab. 13-1 Anhang 1: Datengrundlagen für Einstiegs-, Übergangs- und Ausbauszenario 144 Tab. 13-2 Anhang 2: Auslegung der Pipelines für die Kraftwerks-Szenarien 1-3 145 8 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie

Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis Abb. 2-1: Maßnahmen und Ziele der CO 2 -Minderung im Kraftwerksbereich 21 Abb. 2-2: Abb. 2-3: Die Richtlinie über die geologische Speicherung von Kohlendioxid sowie ihre vielfältigen Verknüpfungen mit anderen Elementen der EU-Politik Vergleich der Treibhausgas-Emissionen von CCS-Kraftwerken mit ausgewählten Anlagen aus dem Bereich erneuerbare Energien und fortschrittlichen Konzepten unter Einschluss fossiler Energieträger 23 26 Abb. 3-1: Verfahren der CO 2 -Abscheidung im Kraftwerk 31 Abb. 3-2: Vorbereitung Kraftwerksnachrüstung CCS 35 Abb. 4-1: Abb. 4-2: Die geografische Verteilung der CO 2 -Punktquellen und der -Speicherpotenziale in Deutschland Einteilung der Objekte in Speicherklassen auf Grund der Speicherkapazitäten mit 50%er Wahrscheinlichkeit 43 45 Abb. 4-3: Verteilung von potenziellen CO 2 -Speicherstrukturen in den westlichen Nachbarländern 46 Abb. 6-1: Links: Verteilung der fossilen Kraftwerksleistung in Deutschland; rechts: CO 2 - Emittenten in NRW (Kraftwerke und andere große Punktquellen) 53 Abb. 6-2 Zeitlicher Verlauf der neu zu bauenden Kraftwerke im Szenario 1 (ohne CCS) 56 Abb. 6-3 Verlauf der CO 2 -Emissionen in NRW bis 2020 nach der Energie- und Klimastrategie und bis 2050 hypothetisch 57 Abb. 6-4 Zeitlicher Verlauf der installierten Leistung im Szenario 1 (ohne CCS) 58 Abb. 6-5 Abb. 6-6 Zeitlicher Verlauf der installierten Leistung, aufgeteilt nach Bestand und Neubau (ohne CCS) Zeitlicher Verlauf der installierten Leistung, aufgeteilt nach Basisszenario (aktuelle Planungen) und Restliche (Annahmen in diesem Projekt) (ohne CCS) 59 59 Abb. 6-7 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen im Szenario 1 (ohne CCS) 61 Abb. 6-8 Abb. 7-1: Abb. 7-2 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen, aufgeteilt nach Bestand und Neubau (links) und nach Basisszenario (aktuelle Planungen) und Restliche (Annahmen in diesem Projekt) (rechts) (ohne CCS) Zeitlicher Verlauf der installierten Leistung im Szenario 1 (mit CCS, inklusive penalty load ) Zeitlicher Verlauf der neu zu bauenden bzw. nachzurüstenden Kraftwerke im Szenario 1 (mit CCS, inklusive penalty load, Nachrüstung ab 2020) 62 68 71 Abb. 7-3 Zu installierende CO 2 -Abscheidungskapazität ab 2020 in NRW im Szenario 1 72 Abb. 7-4 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen im Szenario 1 (mit CCS) 73 Abb. 7-5 Vergleich der CO 2 -Emissionen im Szenario 1 ohne und mit CCS 73 Abb. 7-6 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen, aufgeteilt nach Bestand und Neubau (links) und nach Basisszenario (aktuelle Planungen) und Restliche (Annahmen in diesem Projekt) (rechts) (mit CCS) Abschlussbericht 9 74

Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit CO 2 -Rückhaltung in NRW Abb. 7-7 Zeitlicher Verlauf der Treibhausgas-Emissionen im Szenario 1 (mit CCS) 75 Abb. 7-8 Vergleich der Treibhausgas-Emissionen im Szenario 1 ohne und mit CCS 76 Abb. 7-9 Zeitlicher Verlauf der neu zu bauenden bzw. nachzurüstenden Kraftwerke im Szenario 2 (mit CCS, inklusive penalty load, Nachrüstung ab 2025) 77 Abb. 7-10 Zu installierende CO 2 -Abscheidungskapazität ab 2025 in NRW im Szenario 2 78 Abb. 7-11 Zeitlicher Verlauf der installierten Leistung im Szenario 2 (mit CCS, inklusive penalty load ) 79 Abb. 7-12 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen im Szenario 2 (mit CCS) 80 Abb. 7-13 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen ohne CCS im Vergleich der Szenarien 1 und 2 (jeweils mit CCS) 80 Abb. 7-14 Zeitlicher Verlauf der THG-Emissionen im Szenario 2 (mit CCS) 81 Abb. 7-15 Abb. 7-16 Zeitlicher Verlauf der Treibhausgas-Emissionen ohne CCS im Vergleich der Szenarien 1 und 2 (jeweils mit CCS) Zeitlicher Verlauf der neu zu bauenden bzw. nachzurüstenden Kraftwerke im Szenario 3 (mit CCS, inklusive penalty load, Nachrüstung ab 2030) 82 83 Abb. 7-17 Zu installierende CO 2 -Abscheidungskapazität ab 2030 in NRW im Szenario 3 84 Abb. 7-18 Zeitlicher Verlauf der installierten Leistung im Szenario 3 (mit CCS, inklusive penalty load ) 85 Abb. 7-19 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen im Szenario 3 (mit CCS) 86 Abb. 7-20 Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen ohne CCS im Vergleich der Szenarien 1-3 (jeweils mit CCS) 86 Abb. 7-21 Zeitlicher Verlauf der THG-Emissionen im Szenario 3 (mit CCS) 87 Abb. 7-22 Abb. 7-23 Abb. 7-24 Abb. 7-25 Abb. 8-1 Zeitlicher Verlauf der Treibhausgas-Emissionen ohne CCS im Vergleich der Szenarien 1-3 (jeweils mit CCS) Zeitlicher Verlauf der CO 2 -Emissionen ohne CCS im Vergleich der Szenarienfamilien 1-3 (jeweils mit CCS) Zeitlicher Verlauf der Treibhausgas-Emissionen ohne CCS im Vergleich der Szenarienfamilien 1-3 (jeweils mit CCS) Verlauf der CO 2 -Emissionen in NRW bis 2020 nach der Energie- und Klimastrategie und Einbettung der Szenarienergebnisse für das Jahr 2050 Clusterbildung relevanter CO 2 -Emittenten größer 1 Mt/a in NRW sowie nicht mit einbezogene Kraftwerke 87 90 91 92 95 Abb. 8-2 Entwurf einer europaweiten Clusterbildung von CO 2 -Quellen 98 Abb. 8-3 Abb. 8-4 CO 2 -Abscheidung pro Cluster sowie Aufbau der CO 2 -Abscheidekapazitäten im Zeitablauf für Szenario 1 CO 2 -Abscheidung pro Cluster sowie Aufbau der CO 2 -Abscheidekapazitäten im Zeitablauf für Szenario 2 99 100 10 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie

Inhaltsverzeichnis Abb. 8-5 Abb. 9-1 Abb. 9-2 Abb. 9-3 Abb. 9-4 Abb. 9-5 Abb. 9-6 Abb. 9-7 Abb. 9-8 Abb. 9-9 Abb. 9-10 Abb. 9-11 Abb. 9-12 Abb. 9-13 CO 2 -Abscheidung pro Cluster sowie Aufbau der CO 2 -Abscheidekapazitäten im Zeitablauf für Szenario 3 Darstellung des zeitlichen Ablaufs für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für das Speicher-Szenario 1-A (CCS ab 2020) Speicher-Szenario 1-A (onshore Deutschland, CCS ab 2020): CO 2 Cluster, Transporttrassen und mögliche Speicherorte in Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Sachsen-Anhalt. Speicher-Szenario 1-A inklusive der Darstellung des zugrunde gelegten Erdgas- Pipeline-Netzes Darstellung des zeitlichen Ablaufs für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für das Speicher-Szenario 1-B (CCS ab 2020) Speicher-Szenario 1-B (offshore, CCS ab 2020): CO 2 Cluster, Transporttrassen und möglicher Speicherort in der Utsira-Formation vor Norwegen Darstellung des zeitlichen Ablaufs für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für das Speicher-Szenario 1-C (CCS ab 2020) Speicher-Szenario 1-C (Niederlande, CCS ab 2020): CO 2 Cluster, Transporttrassen und mögliche Nutzung des holländischen Transportnetzes und dortiger Speicher Darstellung des zeitlichen Ablauf für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für das Speicher-Szenario 2-A (CCS erst ab 2025) Speicher-Szenario 2-A (onshore Deutschland, CCS erst ab 2025): CO 2 Cluster, Transporttrassen und mögliche Speicherorte in Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Sachsen-Anhalt. Darstellung des zeitlichen Ablaufs für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für das Speicher-Szenario 2-B (CCS erst ab 2025) Speicher-Szenario 2-B (offshore, CCS erst ab 2025): CO 2 Cluster, Transporttrassen und möglicher Speicherort in der Utsira-Formation vor Norwegen Darstellung des zeitlichen Ablaufs für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für das Speicher-Szenario 1-C (CCS ab 2020) Speicher-Szenario 2-C (Niederlande, CCS erst ab 2025): CO 2 Cluster, Transporttrassen und mögliche Nutzung des holländischen Transportnetzes und dortiger Speicher 101 108 110 111 112 114 115 117 118 120 121 123 124 125 Abb. 9-14 Darstellung des zeitlichen Ablaufs für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für die Speicher-Szenarien 3-A bis 3-C (CCS erst ab 2030) Abb. 9-15 Darstellung des zeitlichen Ablaufs für den Aufbau einer Pipelineinfrastruktur für die Speicher-Szenarien 1-A bis 1-C (CCS ab 2020) 126 127 Abb. 10-1 Relevante Stakeholder der CCS-Kette in NRW, Deutschland und global 133 Abb. 11-1 Meinungen über die Hemmnisse für die Umsetzung von CCS Stakeholdern, Befragung Wissenschaft 135 Abb. 11-2 Abgeleitete Einflussfaktoren für die gesellschaftliche Akzeptanz gegenüber CCS 138 Abschlussbericht 11

Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken in NRW mit einer CO 2 -Rückhaltung Zusammenfassung In den kommenden zehn bis 15 Jahren wird der Kraftwerkspark in Deutschland und speziell in NRW aufgrund des mittlerweile erreichten hohen Durchschnittsalters der Kraftwerke in ganz erheblichem Maße erneuert werden oder durch alternative Optionen die entstehende Lücke geschlossen werden müssen (z. B. Ausbau erneuerbarer Energien, Ausschöpfung von Stromeinsparpotenzialen). Die Energie- und Klimastrategie des Landes NRW sieht vor, bis zum Jahr 2020 alle kohlegefeuerten Kraftwerke sukzessive durch entsprechende Kraftwerke mit höchstmöglichem Wirkungsgrad zu erneuern. Mittelfristig führt dies zu einer deutlichen Minderung der korrespondierenden CO 2 -Emissionen. Aufgrund der langen Lebensdauer von Kraftwerken müssen diese sich aber an weit ambitionierteren Minderungszielen messen lassen, wie sie z. B. mit minus 80-90% für Industriestaaten im Jahr 2050 vom Weltklimarat formuliert werden. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob die vor allem in der ersten Phase des Kraftwerkserneuerungsprogramms gebauten Kraftwerke mit einer CO 2 -Abtrennung nachrüstbar wären. Dabei ist zu prüfen, unter welchen Bedingungen sie das wären, welche Voraussetzungen dafür im Vorfeld gegebenenfalls schon berücksichtigt werden könnten und welche F&E-Aufgaben dafür noch zu erfüllen sind. Während letztere Aspekte in dieser Studie nur gestreift wurden und Inhalt des noch bis Ende September 2009 laufenden Parallelprojekts des Forschungsverbunds ef.ruhr sind, lassen sich hinsichtlich der systemanalytischen Fragestellungen folgende Schlussfolgerungen ziehen. Als Ausgangspunkt für die Betrachtung einer CCS-Strategie für NRW wurde die Energie- und Klimastrategie von NRW modelltechnisch nachgebildet. Sie sieht eine Reduktion der energiebedingten CO 2 -Emissionen um 33% bis zum Jahr 2020 gegenüber dem Jahr 2005 vor, wozu 30 Mt/a alleine durch den sukzessiven Ersatz alter Kohlekraftwerke durch neue Kraftwerke mit höchst möglichem Wirkungsgrad erbracht werden sollen. Indem sowohl die bereits neu installierten Kraftwerke, die derzeit im Bau und in der Planung befindlichen Kraftwerke als auch der 1:1-Austausch der verbliebenen Kraftwerke nach 40 Jahren Lebensdauer betrachtet wurde (zusätzlich zur NRW-Strategie auch die erdgasbefeuerten Kraftwerke), konnte der Verlauf der installierten Kraftwerksleistung sowie der CO 2 - und der gesamten Treibhausgas-Emissionen bis zum Jahr 2020 dargestellt werden. Das Ziel der NRW-Strategie konnte durch die Modellierungen bestätigt werden. Die ermittelte Reduktion liegt mit 35 Mt/a bis zum Jahr 2020 etwas über den Abschätzungen des Klimaschutzkonzeptes. Die Modellrechnungen zeigen jedoch ebenso, dass weit ambitioniertere Klimaziele in 2050 mit dieser Strategie nicht erreicht werden können. Die einzige Möglichkeit, bei einem angenommenen Weiterbetrieb der fossilen Kraftwerke auch über das Jahr 2020 hinaus kraftwerksseitig bis zum Jahr 2050 eine Reduktion der CO 2 -Emissionen und insbesondere der gesamten Treibhausgase um minus 80-90% zu erreichen, besteht in einem umfassenden Einsatz von CCS. Für die zum Einsatzzeitpunkt von CCS bereits gebauten Kraftwerke bedeutet dies eine entsprechende Nachrüstung (falls möglich) für neu zu bauende Kraftwerke der direkte Einbezug der CCS- Prozesskette. Zur Untersuchung dieser Optionen wurden neun verschiedene CCS-Szenarien auf Kraftwerksebene modelliert. Die Hauptszenarien 1-3 basieren auf einer Kraftwerks- 12 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH

Zusammenfassung Lebensdauer von 40 Jahren und gehen von einer kommerziellen Verfügbarkeit von CCS (Nachrüstung und Neubau) in 2020, 2025 oder 2030 aus. In Sensitivitätsanalysen wurden diese Szenarien erweitert und eine Erhöhung der Kraftwerks- Lebensdauer auf 45 Jahre in den Szenarien 1a, 2a und 3a bzw. auf 50 Jahre in den Szenarien 1b, 2b und 3b modelliert. Die Analyse der zu installierenden CO 2 -Abscheideanlagen führte zu dem Ergebnis, dass in Szenario 1 zwischen 2020 und 2028, also in einem relativ kurzen Zeitraum von acht Jahren, Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von etwa 30 GW nachgerüstet bzw. integriert CCS-basiert neu gebaut werden müssten. Im Zeitraum bis 2050 kommen weitere 3 GW hinzu, so dass in der Summe 33 GW zu installieren sind. In Szenario 2 (CCS ab 2025 verfügbar) verringert sich die Gesamtkapazität um ein Drittel auf 23 GW. Eine Kapazität von 13 GW würde zwar in den kommenden Jahren als capture ready gebaut, sie müssten jedoch als Kraftwerke ohne CO 2 - Abscheidung weiter betrieben werden, da sie für eine Nachrüstung zu alt würden. Von den verbleibenden 23 GW müssten alleine 16 GW in den Jahren 2025 bis 2027 nachgerüstet werden. Hierin enthalten sind 7,6 GW, die die Grenze für die Nachrüstbarkeit (12 Jahre) bereits erreicht haben, also in diesen Jahren auch zwingend umgerüstet werden müssten. In Szenario 3 (CCS ab 2030 verfügbar) könnten nur 9,5 GW (rund 29% von Szenario 1) nachgerüstet bzw. integriert CCS-basiert neu gebaut werden relativ gleichmäßig verteilt auf den Zeitraum 2030-2040. Die Szenarienanalyse zeigte, dass nur mit Szenario 1 eine hohe CO 2 -Reduktion erreicht werden kann, die einem möglichen CO 2 -Reduktionsziel in 2050 von minus 80-90%, wie sie etwa in der Leitstudie 2008 des BMU realisiert werden, nahe käme. Im besten Falle können die CO 2 -Emissionen um 82% und die THG-Emissionen insgesamt um 73% reduziert werden hierzu ist ein umfassender CCS-Einsatz für alle ab dem Jahr 2010 in Betrieb genommenen Kraftwerke inkl. der Heizkraftwerke ab dem Jahr 2020 nötig. Verschiebt sich die kommerzielle Einsatzfähigkeit von CCS auf 2025 (Szenarienfamilien 2) oder auf 2030 (Szenarienfamilien 3), ist selbst bei höheren angesetzten Kraftwerkslebensdauern von 45 oder 50 Jahren maximal eine CO 2 - Reduktion um 57% bzw. eine THG-Reduktion um 46% bis zum Jahr 2050 möglich. Neben den Kraftwerken wurden auch Industriebetriebe auf eine potenzielle CO 2 - Abscheidung hin untersucht und über eine grobe Abschätzung ein mögliches CO 2 - Abscheidepotenzial ermittelt. Zusammen mit dem kraftwerkseitigen Potential wurden folgende maximale denkbare jährliche CO 2 -Abscheidemengen für NRW ermittelt: 130 Mt/a in Szenariofamilie 1 (CCS ab 2020), 90 Mt/a in Szenariofamilie 2 (CCS ab 2025) und 30-70 Mt/a in Szenariofamilie 3 (CCS ab 2030). Für die Hauptszenarien 1-3 wurden alle für die potenzielle Anwendung von CCS identifizierten Kraftwerks- und Industriestandorte in vier Emittenten-Clustern ( NRW- Südwest, NRW-Nordwest, NRW-Mitte, NRW-Ost ) und einem Einzelstandort (Kraftwerk Weisweiler, bezeichnet als NRW-NL ) zusammen gefasst mit dem Ziel, möglichst viele und große CO 2 -Emittenten auf möglichst engem Raum einzubinden. Abschlussbericht 13

Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken in NRW mit einer CO 2 -Rückhaltung Die Cluster könnten als Kristallationskeime für den schrittweisen Aufbau einer CCS- Infrastruktur in NRW dienen, zu dessen Umsetzung jeweils ein Einstiegs-, ein Übergangs- und ein Ausbauszenario entwickelt wurde. Im Fall von Szenario 1 (CCS ab 2020) umfassen diese die Zeiträume die Jahre 2020, 2025 und 2030, im Fall von Szenario 2 (CCS ab 2025) die Jahre 2025, 2030 und 2045. Die folgenden Zahlen geben die maximale CO 2 -Abscheidemenge an, für die kraftwerksseitig jeweils eine entsprechende Abscheide-Infrastruktur pro Jahrfünft neu aufgebaut werden muss: Szenario 1: 2020: 26 Mt/a, 2025: 75 Mt/a, 2030: 40 Mt/a Szenario 2: 2025: 57 Mt/a, 2030: 42 Mt/a, 2045: 7 Mt/a Ausgehend von diesen kraftwerksseitigen Entwicklungsszenarien wurden anschließend potenzielle Szenarien zum Aufbau einer Pipeline- und Speicherstruktur entwickelt. Da derzeit keine Aussagen über potenzielle Speicher getroffen werden können, wurden stattdessen denkbare Speicher-Regionen betrachtet und den Emittenten- Clustern in NRW zugeordnet. Die Kraftwerks-Szenarien 1 und 2 wurden jeweils mit drei Speicher-Szenarien gekoppelt: A): Verteilung auf drei mögliche onshore Speicherregionen mit tiefliegenden salinen Aquiferstrukturen in Nordfriesland, Niedersachsen und Sachsen-Anhalt B): offshore-speicherung in der Utsira-Formation nahe Norwegen und C): Abgabe an die Niederlande zur Durchleitung in onshore- oder offshore- Formationen Je nach Szenario müssen Pipeline-Kapazitäten zwischen rund 1.000 km (Speicher- Szenario C), 4.000 km (Speicher-Szenario A) und 7.000 km (Speicher-Szenario B) aufgebaut werden. Die Anzahl der zum Teil parallel zu verlegenden Pipelines variiert dabei zwischen elf (Szenario 1), neun (Szenario 2) und sieben (Szenario 3), abhängig von den in den Szenarien ermittelten CO 2 -Abscheidemengen. Es wurden unterschiedliche Durchmesser zwischen 400 und 800 mm sowohl für die onshore- als auch für die offshore-pipelines angenommen. Analog zu den Entwicklungsszenarien für die Installation der kraftwerksseitigen CO 2 - Infrastruktur wurden Einstiegs-, Übergangs- und Ausbauszenarien für die Erschließung einer Transport- und Speicherstruktur entwickelt und für zwei der neun Kraftwerks-Szenarien mithilfe eines geografischen Informationssystems in eine konkrete Routenplanung umgesetzt. Schließlich wurde in einem letzten Schritt analysiert, wie die Szenarien-Ergebnisse im Zusammenhang mit bundesweiten energiewirtschaftlichen und klimapolitischen Konzepten im Einklang stehen und welche anderen Optionen betrachtet werden könnten, um auch in NRW die klimapolitischen Ziele von minus 80-90% im Jahr 2050 erreichen zu können, wie sie z.b. vom Weltklimarat formuliert werden. Hierzu wurden die Leitstudie 2008 des BMU und die RECCS-Studie des BMU betrachtet. Die Leitstudie 2008 beschreibt, wie für den gesamten Bereich des Energiesystems eine Reduktion der CO 2 -Emissionen um 80-85% bis zum Jahr 2050 mittels Energieeinsparung, erneuerbaren Energien und effizienter Energieerzeugung umgesetzt werden könnte. Auf NRW heruntergebrochen bedeutet dies, dass rund 12 GW an fossilen Altkraftwerken bis 2020 stillgelegt werden müssten und von den bestehenden 14 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH

Zusammenfassung Kraftwerken 12 GW erneuert werden könnten (davon jedoch nicht mehr als 3-4 GW als Kohlekraftwerke und die restlichen 8-9 GW mit Erdgas betrieben). Wie die Resultate der Studie zeigen, wird die zulässige Leistung jedoch bereits durch die in Planung befindlichen Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 11,3 GW weitgehend ausgeschöpft, worunter sich jedoch nur 0,4 GW auf Erdgasbasis befinden. In der RECCS-Studie wurde ähnlich zu den hier dargestellten Szenarien in einer CCS-MAX-Strategie der Einsatz von CCS als Hauptelement einer Klimaschutzstrategie ab dem Jahr 2020 modelliert. Auch wenn die Szenarien 1 und 2 einen noch umfassenderen Einsatz von CCS vorsehen, können die strukturellen Probleme, die sich dabei ergeben, aus der RECCS-Studie übertragen werden: Wird die Erzeugungsstruktur aus Großkraftwerken beibehalten und werden nicht auch in den Sektoren Wärme- und Kraftstoffversorgung ähnlich umfangreiche CO 2 -Minderungsmaßnahmen durchgeführt, können die Einsparpotenziale bis zum Jahr 2050 nicht realisiert werden. Insbesondere könnte nicht genügend fossile Primärenergie (Erdgas) aus dem Wärmesektor in den Stromsektor umgeschichtet werden, wie es bei einem Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung der Fall wäre. Um dennoch das Klimaschutzziel in 2050 erreichen zu können, wären weiter gehende Maßnahmen nötig, so z.b. die Erzeugung von Wasserstoff aus der Kohlevergasung unter Einsatz von CO 2 -Abtrennung sowie der gleichzeitige Umbau des Verkehrssektors auf ein wasserstoffbasiertes System. Eine Strategie zur Nachrüstung von Kraftwerken ist eng mit der Betrachtung möglicher CO 2 -Speicher verknüpft. Während es bisher wenige Zahlen über einzelne CO 2 - Speicher gibt, wird seit längerem über eine Neubewertung der totalen CO 2 - Speicherpotenziale für Deutschland diskutiert. Während frühere Abschätzungen (GESTCO) von onshore-potenzialen von 25-44 Gt CO 2 (darin 23-42 Gt in salinen Aquiferen) ausgingen, wurden die Potenzialabschätzungen für saline Aquifere inzwischen herabgesetzt. Das BMWi geht mit Berufung auf bisher unveröffentlichte neuere Abschätzungen hier nur noch von etwa 12 Gt aus. Erste Abschätzungen von RWE deuten ebenfalls auf niedrige Potenziale hin. Das BMWi gibt auch erstmals Abschätzungen für offshore-potenziale in der Nordsee an (2,9 Gt), so dass unter Berücksichtigung der Speicherpotenziale von leer geförderten Erdgasfeldern (2,75 Gt) derzeit von einem deutschen Speicherpotenzial von insgesamt 17,7 Gt ausgegangen werden muss. Bei einer durch große Punktquellen verursachten CO 2 -Emissionsrate von 328 Mt/a im Jahr 2004 in Deutschland und einem angenommenen Energiemehraufwand für die CCS-Technologiekette von 30% (100 Mt/a, in der Summe 428 Mt/a) würde die so ermittelte theoretische Speicherkapazität für 41 Jahre reichen, um das Kohlendioxid aller Punktquellen lagern zu können. Je nach Eignung dieser Lagerstätten wird die effektive Speicherkapazität nur ein Teil davon sein. Geht man beispielsweise von einem Effizienzfaktor von 60% aus, wäre eine Speicherung über 25 Jahre möglich. Industriepolitisch betrachtet ist innerhalb von NRW eine hohe Kraftwerkskompetenz zur Umsetzung einer möglichen umfassenden CCS-Strategie und der erforderlichen Forschung und Entwicklungsmaßnahmen vorhanden. Dies wird insbesondere durch das bei der Energieagentur angesiedelte Kompetenznetzwerk Kraftwerkstechnik sichtbar. Weiterhin gibt es eine ebenso große Kompetenz im chemischen Anlagenbau, so dass von hohen industriepolitischen Potenzialen und entsprechenden Ex- Abschlussbericht 15

Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken in NRW mit einer CO 2 -Rückhaltung portmöglichkeiten auszugehen ist. Angesichts der weltweit prognostizierten CCS- Potenziale dürften sich aus NRW heraus sehr gute Exportchancen ergeben. Die rechtlichen Rahmenbedingungen für den Einsatz von CCS und insbesondere die Nachrüstung von Kraftwerken mit einer CO 2 -Abscheidung werden durch die im März 2009 verabschiedete CCS-Richtlinie der EU und das sich im parlamentarischen Verfahren befindliche deutsche CCS-Gesetz gegeben. Relevant für NRW ist, dass die Genehmigung zur Errichtung und des Betriebs neuer Kraftwerke (mit fossilen oder erneuerbaren Brennstoffen) mit einer elektrischen Leistung von mehr als 300 MW ab dem Jahr 2015 nur noch genehmigt werden, wenn sie capture ready geplant sind. Danach müssen die Mitgliedstaaten dafür sorgen, dass genügend Platz für die Anlagen zur Abscheidung und Kompression von CO 2 vorhanden ist sowie dass geprüft wurde, ob geeignete Speicherstätten und Transportnetze zur Verfügung stehen und ob die Nachrüstung für die CO 2 -Abscheidung technisch machbar ist. Am 1. April wurde der Entwurf eines deutschen CCS-Gesetzes, das die EU- Richtlinie umsetzt, vom Bundeskabinett beschlossen (Gesetz über den Transport und die dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz KSpG)) und am 6. Mai 2009 in Bundesrat und Bundestag eingebracht. Ein wesentlicher Unterschied zur EU-Richtlinie besteht in der Herbeiführung einer Entscheidung über das Vorliegen der capture ready -Bedingungen. Während die EU-Richtlinie positive Prüfbedingungen vorgibt, wurde die 13. BImSchV über das Einfügen eines neuen 7a Anlagen zur Abscheidung von Kohlendioxid derart geändert, dass eine Entscheidung in Deutschland nun im Ermessen der jeweilige Behörde liegt. Die Ergebnisse einer im Auftrag vom Bundeswirtschaftsministerium durchgeführten Experten- und Akteursbefragung sowie einer themenbezogenen Literaturrecherche zur gesellschaftlichen Akzeptanz von CCS, die hier nur dokumentiert werden, haben bestätigt, dass im nationalen wie im internationalen Raum bisher ein niedriger Kenntnisstand über die CCS-Technologie und ihren potenziellen Nutzen für den Klimaschutz vorliegt. Die unzureichende Kenntnislage führt zu Analogieschlüssen, auch wenn eine direkte Vergleichbarkeit mit anderen Technologiebereichen (z.b. Kernenergie) nicht gegeben ist. Eine breite gesellschaftliche Debatte über die CCS- Technologie findet bisher nicht statt. Die Meinungsbildung wird daher stark von Multiplikatoren geprägt. Die im Rahmen des Projektes durchgeführte Multiplikatorenbefragung hat gezeigt, dass es keine übereinstimmende Einschätzung gegenüber der Technologie gibt. Als kritische Größen für die gesellschaftliche Akzeptanz konnten neben den bisher ungeklärten Speicherrisiken (Langzeitstabilität) z.b. die rechtliche Einordnung von CCS (insbesondere Haftungsfragen) und der Brennstoffmehrbedarf identifiziert werden. Als ein Ergebnis dieser Untersuchung ergibt sich die zukünftig notwendige Intensivierung der gesellschaftlichen und politischen Auseinandersetzung mit dem Thema CCS und eine Verbreiterung der Informationsbasis. Eine entscheidende Aufgabe der Informationsvermittlung wird sein, einen Dialog zwischen allen relevanten Akteursgruppen offen, ehrlich und fair zu organisieren. Hierfür sind entsprechende Strukturen zu schaffen, deren Trägerschaft transparent ist und deren Unabhängigkeit klar dokumentiert ist. 16 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH

Einführung 1 Einführung 1.1 Hintergrund Mit der Ratifizierung des Kyoto-Protokolls im Februar 2005 ist das Ziel einer deutlichen Verringerung der CO 2 -Emissionen verbunden. Langfristig werden von Klimawissenschaftlern weiter gehende Klimaschutzziele für notwendig gehalten. Bezogen auf die Stromerzeugung mit Großkraftwerken ist neben einer Effizienzsteigerung, wie sie in NRW beispielsweise mit dem Referenzkraftwerk NRW und aktuell mit dem Pre-Engineering eines 700 C-Kraftwerks verfolgt werden, heute vermehrt auch eine CO 2 -Abscheidung am Kraftwerk (inklusive dauerhafter Lagerung und damit Entzug des CO 2 aus der Atmosphäre) in der Diskussion. Ausdruck hiervon ist z.b. die Ankündigung von RWE Power, im Jahr 2014 in NRW ein IGCC-Kraftwerk mit CO 2 -Abtrennung in Betrieb nehmen zu wollen. Andere Energieunternehmen (z.b. E.ON) haben vergleichbare Projekte angekündigt, die in den nächsten Jahren zur Umsetzung kommen sollen. Die Abtrennung von CO 2 am Kraftwerk kann trotz langjähriger Erfahrungen mit der CO 2 - Abscheidung (speziell der CO 2 -Wäsche) in der chemischen Industrie im Kraftwerksmaßstab noch nicht als Stand der Technik bezeichnet werden. Es ist viel mehr davon auszugehen, dass hinreichend zuverlässig einsetzbare Verfahren in der Breite frühestens 2020-2025 zur Verfügung stehen werden und in der Zwischenzeit noch maßgebliche F&E- Anstrengungen erfolgreich abgeschlossen werden müssen. Im gleichen Zeitraum wird der Kraftwerkspark in Deutschland und speziell in NRW aufgrund des mittlerweile erreichten hohen Durchschnittsalters der Kraftwerke bereits im ganz erheblichen Maße erneuert werden müssen oder durch alternative Optionen die entstehende Lücke geschlossen werden (z. B. Ausbau erneuerbarer Energien, Ausschöpfung von Strom-einsparpotenzialen). Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob die vor allem in der ersten Phase des Kraftwerkserneuerungsprogramms gebauten Kraftwerke mit einer CO 2 -Abtrennung nachrüstbar wären. Dabei ist zu prüfen, unter welchen Bedingungen sie das wären, welche Voraussetzungen (z.b. Schaffen von räumlichen Vorkehrungen) dafür im Vorfeld gegebenenfalls schon berücksichtigt werden könnten (d.h. bei der Planung, im Sinne der Schaffung eines capture ready -Status) und welche F&E- Aufgaben dafür noch zu erfüllen sind. Die energie- und klimapolitische Bedeutung dieser Untersuchung ergibt sich insbesondere aus den Vorgaben der EU. Innerhalb ihres Richtlinienpakets Erneuerbare Energiequellen und Klimawandel, das aus mehreren Richtlinien und der Fortschreibung des EU- Emissionshandelssystems besteht und das am 17.12.2008 vom EU-Parlament beschlossen und im März 2009 von Ministerrat und Kommission bestätigt wurde, ist auch eine CCS-Richtlinie enthalten genauer die Richtlinie über die geologische Speicherung von Kohlendioxid (EUP 2008a). Sie enthält neben dem Kernelement, den Anforderungen an die Speicherung des CO 2, auch weitgehende Vorgaben zur Nachrüstung von Kraftwerken, indem über die Anpassung anderer EU-Richtlinien Kraftwerke schon bei der Genehmigung quasi capture ready, also nachrüstfähig sein müssen. Weiterhin werden CCS-Kraftwerke ab 2013 in vollem Umfang in die Emissionshandelsrichtlinie (EU-ETS) integriert (EUP 2008b). Abschlussbericht 17

Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken in NRW mit einer CO 2 -Rückhaltung Mit der vorliegenden Untersuchung soll geklärt werden, ob und ggf. wie hocheffiziente konventionelle Kohlekraftwerke mit einer CO 2 -Abtrennung nachgerüstet werden können, um damit flexibel auf sich ändernde (klimapolitische) Rahmenbedingungen reagieren und am Markt weiterhin bestehen zu können. Nur hocheffiziente Kraftwerkskonzepte lassen unter Einschluss der CO 2 -Abtrennung noch akzeptable Wirkungsgrade erwarten. Die Untersuchung gliedert sich in die folgenden Teilschritte: In Kapitel 2 werden Anreize für die Nachrüstung von Kraftwerken mit einer CO 2 -Abscheidung beschrieben, u.a. der Rechtsrahmen der EU und das sich im parlamentarischen Verfahren befindliche deutsche CCS-Gesetz. Dem schließt sich Kapitel 3 an, das die technischen Voraussetzungen und Konzepte der Nachrüstung von Kraftwerken und auch Industrieanlagen andiskutiert (eine detaillierte Betrachtung der technischen Aspekte findet im Parallelprojekt von ef.ruhr statt). Kapitel 4 geht auf mögliche CO 2 -Lagerstätten ein, die für das Kohlendioxid aus NRW genutzt werden könnten, und stellt neuere Abschätzungen für das Speicherpotenzial in Deutschland dar. In Kapitel 5 werden Transportoptionen und insbesondere Genehmigungs- und Planungsaspekte für den Bau von CO 2 -Pipelines diskutiert. Den Schwerpunkt der Studie bilden die Kapitel 6 bis 9. In Kapitel 6 werden in einer Langfristbetrachtung bis zum Jahr 2050 die zu erwartenden CO 2 - und Treibhausgas- Emissionen der nordrhein-westfälischen Kraftwerke analysiert. Als Orientierung hierfür dient die im Jahr 2008 verabschiedete Energie- und Klimastrategie von NRW. Während zunächst die Entwicklung bis zum Jahre 2020 ohne CCS betrachtet wird, werden anschließend die Möglichkeiten geprüft, inwieweit bis zum Jahr 2020 gebaute Kraftwerke mit einer CO 2 -Abscheidung nachgerüstet oder nach dem Jahr 2020 neu zu bauende Kraftwerke als CCS-integrierte Neubauten erfolgen könnten. Innerhalb von Kapitel 7 werden in neun verschiedenen Szenarien die Auswirkungen einer entsprechenden CCS-Strategie auf die CO 2 - und Treibhausgas-Emissionen bis zum Jahr 2050 untersucht. Nachdem auch Industriebetriebe auf eine potenzielle CO 2 -Abscheidung hin untersucht werden, werden in Kapitel 8 schließlich alle für die Anwendung von CCS identifizierten Kraftwerksund Industriestandorte in verschiedenen Emittenten-Clustern zusammen gefasst. Ausgehend von diesen Clustern wird ein Einstiegs-, ein Übergangs- und ein Ausbauszenario für den Aufbau einer entsprechenden CCS-Infrastruktur in NRW entwickelt. Ausgehend von diesen Entwicklungsszenarien entwickelt Kapitel 9 potenzielle Szenarien zum Aufbau einer Pipeline- und Speicherstruktur. Hierzu werden verschiedene Speicherregionen onshore und offshore identifiziert, die gegebenenfalls für das in NRW abgeschiedene Kohlendioxid in Frage kommen könnten. Analog zu den Entwicklungsszenarien für die Installation der CO 2 -Abscheide-Infrastruktur werden Einstiegs-, Übergangs- und Ausbauszenarien für die Erschließung einer Transport- und Speicherstruktur entwickelt und für zwei der neun Kraftwerks-Szenarien mithilfe eines geografischen Informationssystems in eine konkrete Routenplanung umgesetzt. Abschließend gehen das Kapitel 10 auf die klima- und energiewirtschaftliche Bedeutung der Nachrüstung im Vergleich zu anderen Optionen der Reduzierung des Treibhauseffektes und das Kapitel 11 auf Akzeptanzfragen im Hinblick auf den Aufbau einer umfassenden CCS-Infrastruktur ein. 18 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH

Einführung 1.2 Einschränkungen Hinsichtlich der methodischen Vorgehensweise und der Ergebnisse sind einige Einschränkungen zu beachten: Während die von den Energieversorgungsunternehmen derzeit in Planung befindlichen Kraftwerke als gegeben verwendet werden, stellt die Betrachtung aller weiteren Kraftwerke in dieser Studie ein rein hypothetisches Planspiel dar. Mit ihm wird szenarienmäßig die Umsetzung der Energie- und Klimastrategie von NRW abgebildet. Ob der zukünftige Ersatz bestehende Kraftwerke in dieser Form, an den betrachteten Standorten und mit der angenommenen Kraftwerksleistung tatsächlich so erfolgen wird, bleibt offen. Die Betrachtung dreier möglicher Speicherregionen innerhalb von Deutschland wurde aufgrund der geologischen Gegebenheiten gewählt. Bis zum Jahr 2010 bleibt abzuwarten, wie differenziert die Angaben der BGR über die Speicherkapazitäten im dann vorliegendem Speicherkataster sind. Bisher können keine Aussagen über konkrete Speicherpotenziale und die Eignung einzelner Formationen gemacht werden, solange nicht jeder mögliche Speicher einzeln untersucht wurde. Die Szenarien zeigen daher auf, welche Speicherpotenziale benötigt würden, würde eine umfassende CCS- Strategie des Landes NRW umgesetzt werden, und betrachtet den Umfang einer möglichen Pipeline-Speicher-Infrastruktur. Trotz der Spezifizierung von Einstiegs-, Übergangs- und Ausbauszenarien und somit einer zeitlichen Staffelung auf drei Fünfjahres-Zeiträume ist nicht gewährleistet, dass eine solch umfassende Infrastruktur für die Ausrüstung von Kraftwerken und Industrieanlagen, für den Transport und für die Lagerung in dem Maße und in der kurzen Zeit erbracht werden kann. Zu dieser Beurteilung wäre eine konkrete Umsetzungsstudie notwendig, in der ein detaillierter Zeitplan für die verschiedenen Szenarien zusammen mit der Industrie und den Kraftwerksbetreibern entwickelt werden müsste. Es wurde für alle Kraftwerke und Heizkraftwerke, deren Restlebensdauer mehr als 28 Jahre beträgt, die also jünger als 13 Jahre sind, angenommen, dass sie sich nachrüsten lassen. Wird dies nicht realisierbar sein, sinken die in der Studie errechneten Potenziale für eine CO 2 -Abscheidung entsprechend. Abschlussbericht 19

Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken in NRW mit einer CO 2 -Rückhaltung 2 Anreize für eine potenzielle Nachrüstung von Kraftwerken mit einer CO 2 -Abtrennung 2.1 Überblick Anreize für eine nachträgliche Installation einer CO 2 -Abtrennung mit anschließender Speicherung ergeben sich aus technischer Sicht zunächst dadurch, dass aus thermodynamischen und materialtechnischen Gründen der Trend zu immer effizienteren Kraftwerken nicht beliebig fortgesetzt werden kann. Eine weitere signifikante CO 2 -Minderung bei der fossilen Stromerzeugung erfordert deshalb den Einsatz von heute im Wesentlichen bekannten CO 2 -Abscheidetechniken oder den Übergang auf innovative, neue Kraftwerkskonzepte (z.b. chemical looping combustion), die eine CO 2 -Abscheidung einschließen, worauf in Unterkapitel 2.2 näher eingegangen wird. Ein weit größerer Anreiz für eine CO 2 -Nachrüstung ergibt sich vor allem aus klimapolitischen Vorgaben. Hier ist an erster Stelle die am 17.12.2008 vom EU-Parlament beschlossene und im März 2009 von Ministerrat und Kommission bestätigte CCS-Richtlinie der EU zu nennen. Gleichzeitig ist jedoch auch ein marktwirtschaftlicher Anreiz gegeben, da durch CCS-Anlagen vermiedenes CO 2 (sogenanntes CCS-CO 2 ) ab 2013 in vollem Umfang in das europäische THG-Emissionshandelssystem 1 mit aufgenommen wird und als nicht-emitiert gilt. Diese Entwicklungen, insbesondere die CCS-Richtlinie und ihre Auswirkungen auf die Kraftwerksplanungen in NRW, werden in Unterkapitel 2.3 näher dargestellt. Die Kraftwerksindustrie und die Energieversorger sind aber auch gefordert, die technische Entwicklung vor dem Augenmerk der Exportmärkte voranzubringen. Dies gilt besonders, da im Stromsektor weltweit ein erheblicher CO 2 -Minderungsbeitrag zu erbringen sein wird. Konträr hierzu werden derzeit und auch in der nächsten Dekade eine Vielzahl von Kohlekraftwerken ohne CO 2 -Abscheidung gebaut. In China geht beispielsweise wöchentlich ein neues Kohlekraftwerk der 500 MW-Klasse in Betrieb. Hier dürfte sich zukünftig ein großer Exportmarkt für Anlagen zur Nachrüstung einer CO 2 -Abscheidung entwickeln, auf dem die deutschen Hersteller eine nicht unerhebliche Rolle spielen dürften. Großbritannien hat seinerseits bereits angekündigt, die Technologieführerschaft für die postcombustion-technologie beanspruchen zu wollen (CCSA 2007). 2.2 Technische Entwicklung von clean coal -Konzepten Im Hinblick auf eine CO 2 -Minderung beim Einsatz fossiler Brennstoffe standen bisher die Technologien zur Effizienzsteigerung (z.b. die Erhöhung der Frischdampfparameter Druck und Temperatur) an erster Stelle des Interesses. Durch den zeitnahen Einsatz dieser Technologien konnte in den letzten Jahrzehnten trotz verstärkter Umweltauflagen (die zum Teil zu einem Brennstoffmehrbedarf geführt haben) eine kontinuierliche Steigerung der Kraftwerkswirkungsgrade erzielt werden. Für Braunkohlekraftwerke liegt das heute realisierbare Wirkungsgradniveau bei 43%, für Steinkohlekraftwerke bei 46%, bei Gas- 1 Das bisherige CO 2 -Handelssystem wird auf Treibhausgase (THG) insgesamt ausgeweitet. In einem ersten Schritt werden für einzelne Industriesparten die Emissionen von N 2 O sowie für den Bereich der CO 2 -Abscheidung und -Speicherung alle sechs gängigen Treibhausgase (CO 2, CH 4, N 2 O, FKW, SF 6 und perfluorierte Kohlenwasserstoffe) mit aufgenommen, siehe Annex I (4) in (EUP 2008b). 20 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH

Anreize für eine potenzielle Nachrüstung von Kraftwerken mit einer CO2-Abtrennung kraftwerken lassen sich sogar Wirkungsgrade von 58% erreichen. Für 2020 werden weitere Steigerungen auf 47-50% / 49% / 60% erwartet. (WI et al. 2007) Aus thermodynamischen und materialtechnischen Gründen kann dieser Trend jedoch nicht beliebig fortgesetzt werden, so dass die rein evolutionäre Entwicklung der bestehenden Technologien, also von Dampfkraftwerken und Gas- und Dampfturbinen- Kombikraftwerken (GuD), aber auch von Kombi-Anlagen mit integrierter Vergasung (IGCC) ohne weitere CO 2 -Abscheidung je nach Klimaschutzziel nicht ausreichend sein kann. Als ein Bestandteil von Konzepten für saubere Kohlekraftwerke (sogenannte clean coal -Konzepte) wird daher neben der Effizienzverbesserung seit einigen Jahren mehr und mehr intensiv über zusätzliche oder neue Technologien zur CO 2 -Abtrennung und -Speicherung oder den Übergang auf innovative, neue Kraftwerkskonzepte (z.b. chemical looping combustion), die eine CO 2 -Abscheidung einschließen, geforscht, siehe Abb. 2-1. (Fischedick et al. 2006, BMWI 2007) Abb. 2-1: Maßnahmen und Ziele der CO 2 -Minderung im Kraftwerksbereich Quelle: WI et al. 2007 CO 2 -Abscheidetechniken dürften eher mittelfristig zur Verfügung stehen (ein großtechnischer Einsatz ist allerdings auch bei diesen kaum vor dem Jahr 2020 zu erwarten), während die Entwicklung von innovativen, neuen Kraftwerkskonzepten eher langfristig zu sehen ist. Nachteilig wirkt sich für die CO 2 -Abscheidung der hohe Eigenbedarf aus, der zu einer signifikanten Wirkungsgradminderung führt (teilweise um 10%-Punkte und mehr) und das heute erreichte Wirkungsgradniveau wieder deutlich (etwa auf den Stand von vor 20 bis 30 Jahren) absenken wird. Die CO 2 -Abtrennung führt dadurch zu einer signifikanten Erhöhung der Stromgestehungskosten und bringt einen erheblichen zusätzlichen Brennstoffverbrauch mit sich, der auch logistisch zu beachten ist. Die kostenseitigen Aufwändungen für die CO 2 -Abtrennung am Kraftwerk, die die Zusatzkosten der CO 2 - Abtrennung und Speicherung dominieren, schwanken derzeit für um 2020 errichtete Kraftwerke zwischen 30 und 60 /t CO 2. Ziel verschiedener Forschungs-, Demonstrationsund Pilotvorhaben ist es, die Kosten signifikant zu reduzieren, wobei angestrebt wird, die Zusatzkosten für die gesamte Prozesskette (d.h. inkl. Transport und Speicherung) auf unter 20 /t CO 2 zu senken. (WI et al. 2007) Abschlussbericht 21

Analyse der Nachrüstung von Kohlekraftwerken in NRW mit einer CO 2 -Rückhaltung 2.3 Rechtliche Rahmenbedingungen 2.3.1 Geplanter Rechtsrahmen der EU Überblick Das Richtlinienpaket Erneuerbare Energiequellen und Klimawandel ( grünes Paket ) der EU wurde am 17.12.2008 vom EU-Parlament faktisch beschlossen und im März 2009 von Ministerrat und Kommission bestätigt. Damit ist innerhalb von nur einem Jahr ein Gesetzespaket abgeschlossen worden, dessen Entwurf am 23. Januar 2008 von der EU- Kommission vorgestellt worden war. Neben der Festlegung klimapolitischer Ziele 2 und einer Richtlinie zur Förderung der erneuerbaren Energien ( RES-Directive ) sowie der Entscheidung zur Aufteilung der Reduktionsminderungen ( effort sharing ) enthält es die Fortschreibung des EU-Emissionshandelssystems (ETS) ab 2013 (EUP 2008b) und die Richtlinie über die geologische Speicherung von Kohlendioxid (EUP 2008a). Letztere stellt das zentrale Element für die konkrete Implementierung von Kraftwerken mit einer CO 2 -Abscheidung und insbesondere die darauf folgende Speicherung des CO 2 dar (siehe unten); die Novellierung der ETS-Richtlinie sichert die volle Aufnahme von vermiedenem CCS-CO 2 in das Europäische Treibhausgas-Handelssystem. Indem durch CCS- Technologien abgeschiedenes und unter Tage verbrachtes CO 2 als nicht stattgefundene Emission betrachtet wird und gleichzeitig ab 2013 die Emissionsrechte nicht mehr zugeteilt, sondern auktioniert werden sollten 3, können sich die Anlagenbetreiber entscheiden, Emissionsrechte zu kaufen oder in CO 2 -Abscheidung zu investieren 4. Weiterhin fordert die EU-Kommission die Mitgliedsstaaten auf, mindestens 20% der Erlöse aus dem Handelssystem in F&E- und Klimaschutzmaßnahmen zu investieren, wobei neben den erneuerbaren Energien auch ausdrücklich CCS genannt wird. Die ursprünglich diskutierte Verpflichtung, neue Kraftwerke als CCS-Kraftwerke zu errichten und CCS damit obligatorisch zu machen, wurde nicht weiter verfolgt. Die EU hatte sich stattdessen das Ziel gesetzt, CCS-Kraftwerke dem Kohlenstoff-Markt zu unterwerfen und sie zunächst nicht verbindlich vorzuschreiben. Auf der anderen Seite sieht die Richtlinie vor, dass zukünftige Kraftwerke bei der Genehmigung quasi capture ready, also nachrüstfähig sein müssen. Die zunächst vom Umweltausschuss in die CCS-Richtlinie eingearbeitete Schwarzenegger-Klausel, nach der ab 2015 nur noch Kraftwerke mit CO 2 -Emissionen von weniger als 500 g CO 2 /kwh genehmigt werden sollten, wurde abschließend nicht aufgenommen. Von Bedeutung ist noch der SET-Plan ( Europäischer Strategischer Plan für Energietechnologie ), der im November 2007 von der EU Kommission verabschiedet wurde (EUCOM 2007). Er führt die CCS-Technologie als eine von sechs Schlüsseltechnologien auf, die 2 3 4 Diese sind im Einzelnen: Steigerung der Energieeffizienz um 20% bis 2016 (mittels nationaler Allokationspläne), Verringerung der Treibhausgas-Emissionen um 20% bis 2020, verglichen mit dem Basisjahr 1990, Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch von derzeit 8,5% im EU-Durchschnitt auf 20% des Endenergieverbrauchs in 2020 und die Zunahme des Biokraftstoff- Anteils im Verkehrssektor auf mindestens 10% (für eine systemanalytische Einschätzung der Effizienzund Erneuerbaren-Energien-Ziele siehe Luhmann et al. 2008). Der ursprünglich geplante Nationale Allokationsplan II ist damit hinfällig geworden. Für die seit diesem Jahr laufende zweite Handelsperiode (2008-2012) können einzelne CCS-Demonstrationsprojekte auf Antrag ebenfalls bereits in das CO 2 -Handelssystem mit aufgenommen werden. 22 Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH