CCS: Chancen und Risiken einer umstrittenen Technologie

Um untertägige Speicher wirtschaftlich und technisch bestmöglich zu nutzen, ist CO₂ in einer möglichst reinen Form [5] und einer großen Menge erforderlich. Entsprechende Mengen resultieren aus sogenannten Punktquellen oder CO₂-intensiven Unternehmen, wie z. B. die Zement- oder Stahlproduktion [6] aber auch zur Dekarbonisierung fossiler Energieträger [7]. Für die Abscheidung von CO₂ am Industriestandort stehen unterschiedliche Technologien zur Verfügung. Diese sind zum großen Teil ausgereift (Technology Readiness Level, TRL 9) und basieren beispielsweise auf chemischer Absorption (z. B. Aminwäsche) oder Adsorption [8]. Bestehende Industrieanlagen können für die CO₂-Abscheidung nachgerüstet, oder es können spezielle, auf bestimmte Industrieprozesse zugeschnittene Verfahren eingesetzt werden [9]. Die CO₂-Abscheidung ist sowohl energieintensiv, was den Energiebedarf der Produktionsprozesse erhöht oder den Wirkungsgrad von Kraftwerken mindert, als auch wasserintensiv, was die Wasserversorgungssysteme unter Druck setzen kann. Die Kohlenstoffabscheidung bestimmt damit auch maßgeblich die Kosten des CCUS-Betriebs [10].

Da CCS hohe Anforderungen an geologische Formationen stellt, muss das abgeschiedene CO₂ über weite Strecken zu geeigneten Lagerstätten transportiert werden. Transportwege von der Abscheideanlage bis zur Speicherstätte reichen daher von einigen Kilometern bis zu mehreren hundert Kilometern an Land oder auf See [11]. Kurze Transportwege sind dabei wirtschaftlicher und energieeffizienter, schränken jedoch das Potenzial für den CCS-Einsatz aufgrund der Erreichbarkeit geeigneter Speicherstandorte ein. Der CO₂-Transport per Pipeline wird bereits kommerziell genutzt [10, 12] und liegt daher bei TRL 9. Der Transport von CO₂ auf dem Wasserweg wurde bislang noch nicht auf der für CCUS erforderlichen Mengenskala genutzt und hat daher eine geringere technologische Reife (TRL 4–7) [10, 11, 13].

Ein geeigneter geologischer Speicher muss einige Voraussetzungen erfüllen: Zunächst muss die geologische Formation über eine gewisse Speicherkapazität verfügen, die sich an den CO₂-Emissionsraten und der angestrebten Projektlaufzeit (mehrere Jahrzenten) orientiert. Als geeignet kommt vor allem der Porenraum sedimentärer Gesteinsformationen in Frage. Ist dieser entsprechend groß (Speicherkapazität) und bildet ein verbundenes Netzwerk (Permeabilität), kann CO₂ eingepresst werden. Dabei ist die Speicherkapazität zunächst über eine hohe Porosität definiert, und eine gute Durchlässigkeit der Gesteinsformation ermöglicht eine hohe Injektions- bzw. Speicherrate. Geeignete geologische Formationen befinden sich in Tiefen von mehr als 800 m, wo sich das CO₂ in einem dichten, sogenannten überkritischen Zustand befindet, der eine effiziente Nutzung des Porenraums für die Speicherung ermöglicht [14, 15]. In diesem Zustand hat das CO₂ jedoch noch eine geringere Dichte als das Lagerstättenwasser und erfährt daher Auftrieb. Um zu verhindern, dass das injizierte CO₂ in höhere trinkwasserhaltige Schichten oder gar in die Atmosphäre migriert, ist ein geeignetes Deckgebirge erforderlich [1]. Entsprechende geologische Formationen sind z. B. als Öl- und Gasfeldern bekannt, die sich als Lagerstätten für die geologische CO₂-Speicherung eignen, ebenso wie tiefe, saline Aquifere. In einem geeigneten Speicher wird das CO₂ schließlich durch physikalische und chemische Prozesse dauerhaft gebunden [16‐19], was eine hohe Speichersicherheit gewährleistet [14]. Trotz der technologischen Reife sind geologische Reservoirs individuell verschieden und erfordern eine standortspezifische Erschließung. Numerische Lagerstättenmodellierung und Unsicherheitsanalysen sind erforderlich, um eine sichere Speicherung zu gewährleisten. Es müssen Überwachungsmöglichkeiten vorhanden sein, um mögliche Leckagen während der Injektionsphase und darüber hinaus zu erkennen [20]. Mit der Schließung einer Speicherstätte sollten die rechtlichen Verpflichtungen zur Überwachung und zu Präventiv- und Sanierungsmaßnahmen auf die zuständige Behörde übertragen werden [20]. Die geologische CO₂-Speicherung in Kohlenwasserstoff-Lagerstätten und salinen Aquiferen wird kommerziell genutzt und ist daher ausgereift (TRL 9) [3, 14].

Das Ziel der geologischen Speicherung ist es, CO₂ in den geologischen Kreislauf einzubringen oder zurückzuführen, indem der Kohlenstoff über geologische Zeiträume gebunden wird [1]. Im Gegensatz dazu führt die wirtschaftliche Nutzung von CO₂ nicht zwangsläufig zu thermodynamisch stabilen Verbindungen bzw. zur dauerhaften Kohlenstoffspeicherung am Ende der CCU-Kette. CCU deckt jedoch andere sehr wichtige Aspekte der Emissionsminderung ab, wie z. B. die Dekarbonisierung des Verkehrs durch alternative Kraftstoffe. Die geologische Speicherung steht deshalb in Analogie zu unseren gegenwärtigen Öl‑, Gas- und Kohlevorkommen, in denen der Kohlenstoff über Jahrmillionen gebunden wurde. Darüber hinaus gibt es Indikatoren dafür, dass der Umfang der CO₂-Nutzung vergleichsweise limitiert ist, der Untergrund aber ausreichend Speicherkapazität zur Verfügung hält.

In Verbindung mit BECCS und DACCS bietet CCS das Potenzial, den Bereich negativer CO₂-Emissionen zu erreichen und damit CO₂ direkt und permanent der Atmosphäre zu entziehen. Dies ist erforderlich, um (a) dezentral entstehende schwer vermeidbare Emissionen zu kompensieren und (b) die CO₂-Konzentration der Atmosphäre zu reduzieren, um sogenannte negative Emissionen zu erreichen. Negative Emissionstechnologien sind laut IPCC für die Erreichung der ambitionierten Klimaziele erforderlich. Dabei sollte erwähnt werden, dass die Abscheidung von CO₂ aus der Atmosphäre um ein Vielfaches aufwändiger ist (Energieaufwand, Flächenverbrauch, etc.) als die Abscheidung aus höher konzentrierten industriellen Abgasströme [25, 26] und daher keine Alternative zur Abscheidung aus industriellen Prozessen darstellt.

Der Aufwand bzw. die Kosten der CO₂-Abscheidung hängen im Wesentlichen davon ab, in welcher Konzentration das CO₂ im entsprechenden Gasstrom vorliegt. Dabei zielt man zunächst auf die Abscheidung aus industriellen Prozessen bzw. Punktquellen mit relativ hohen CO₂-Konzentrationen etwa im zweistelligen Prozentbereich und ausreichenden Emissionsraten von größer 0,1 Mt CO₂/a [1]. Beispiele sind fossil befeuerte Kraftwerke und andere CO₂-intensive Industrien wie die Stahl‑, Zement- und Kalkindustrie. Man unterscheidet dabei ferner zwischen vermeidbaren Emissionen und „hard-to-abate“ Emissionen. Vermeidbar heißt, dass diese Emissionen in einer technologischen Transformation vermieden bzw. fossile Brennstoffe ersetzt werden können. Somit ist „vermeidbar“ eine Frage der Zeit bzw. einer Transformation. Entsprechende Übergangszeiten hängen oft von der Verfügbarkeit von Alternativen (Technologien, Rohstoffe, Investitionsmittel etc.) und von technischen Innovationen ab, sind somit unter Umständen in Jahrzehnten zu bemessen. Schwer- oder unvermeidbare Emissionen sind solche, die aufgrund von verfahrenstechnischen Aspekten oder Produktionsschritten entstehen und nicht auf die Verbrennung von fossilen Energieträgern zurückgeführt werden können (Zement‑, Kalk- oder chemische Industrie). Um unvermeidbare und vermeidbare Emissionen in einer Übergangszeit nicht in die Atmosphäre gelangen zu lassen, müssen sie abgeschieden und gespeichert oder im Kreislauf geführt werden.

Eine österreichweite Abschätzung des CCUS-Potenzials ist derzeit in Arbeit [29]. Die bedeutendsten geologischen Speicherregionen in Österreich liegen in den durch die Kohlenwasserstoffexploration gut erforschten Sedimentbecken, also vor allem in der oberösterreichischen Molassezone und im Wiener Becken. Als Speicherhorizonte sind hier vor allem Kohlenwasserstofffelder sowie tiefe saline Aquifere zu nennen. Abb. 2 zeigt die Lage der heimischen Sedimentbecken (gelb) und der darin eingebetteten Kohlenwasserstofffelder (hellblau) relativ zu den Emissionsquellen. Die spezifischen Vor- und Nachteile dieser Speicheroptionen sind wie folgt:

Heimische Kohlenwasserstofflagerstätten sind weitgehend erschlossen, gut bekannt und in vielen Fällen ausgefördert bzw. am Ende ihrer Förderung. Sie stellen daher den schnellsten Weg zur geologischen Speicherung dar. Die theoretische Speicherkapazität von erschöpften Kohlenwasserstofffeldern wurde in einer frühen Studie [30] auf 465 Mt CO₂ geschätzt. Eine neuere österreichweite Studie [28, 29, 31] verfolgt einen konservativeren Ansatz und zeigt, dass die größten Kohlenwasserstofflagerstätten ein effektives Gesamtspeicherpotenzial von 250 Mt CO₂ darstellen, wobei Felder mit einer Speicherkapazität von mehr als 2 Mt CO₂ berücksichtigt werden.

Exakte Angaben zu den Speicherkapazitäten in salinen Aquiferen sind ausständig, da diese Formationen auf Grund von fehlendem kommerziellen Interesse nicht ausreichend erforscht sind. Eine Ausnahme bildet die Rothneusiedl-Formation im Wiener Becken, in welcher eine theoretische Speicherkapazität von 1000 Mt CO₂ berechnet wurde [32]. Generell kann jedoch davon ausgegangen werden, dass Aquifere ein Vielfaches der Speicherkapazität von Kohlenwasserstofflagerstätten aufweisen. Für eine realistische Abschätzung der Speicherkapazität müssen Aquifere dringend erkundet werden.

Ein Blick auf die Emissionsszenarien des Umweltbundesamtes zeigt für das Jahr 2040, je nach Szenario, Restemissionen von 11–59 Mt CO₂eq. Wobei der untere Wert dem Transition Szenario entspricht, in welchem nur die (aus heutiger Sicht) hard-to-abate Emissionen kompensiert werden müssten. Es kann somit ausgesagt werden, dass die heimischen Speicherkapazitäten unter Berücksichtigung aller Unsicherheiten wichtige Zeiträume überbrücken können, bis der Export von CO₂ aus Österreich im großen Maßstab möglich sein wird. Der tatsächliche Speicherbedarf ist letztendlich stark von gesellschaftlichen Änderungen sowie der Verfügbarkeit von alternativen Technologien (etwa grüner Wasserstoff für die Stahlproduktion) abhängig.

Die Sicherung und Entwicklung von Speicherkapazitäten außerhalb Österreichs hängen von zeitlich schwer abschätzbaren Faktoren ab. Zu diesen Faktoren zählen der Aufbau eines geeigneten Transportnetzes, internationale Abkommen und die Verfügbarkeit von Speicherkapazitäten [33]. Es kann davon ausgegangen werden, dass in der Nordsee ausreichende Speicherkapazitäten vorhanden sind (insgesamt schätzungsweise 100 Mrd. Tonnen), deren Entwicklung jedoch Zeit in Anspruch nehmen wird und die mittelfristig nur in begrenztem Umfang zur Verfügung stehen werden. So wird beispielsweise der Ausbau des norwegischen Vorzeigeprojekts Northern Lights [34] bis 2030 auf nur 5 Mt/a geschätzt. Die Frage der offshore Speicherung ist deshalb vermutlich nicht die der Kapazität, sondern der Zeitskala deren Erschließung. Österreich steht dabei im Wettbewerb mit anderen europäischen Ländern. Es ist jedenfalls davon auszugehen, dass eine großtechnische Speicherung außerhalb Österreichs eine spätere Option sein wird (2040/2050). Die CO₂-Speicherung in Österreich erscheint daher notwendig, steht nicht im Widerspruch zu anderen europäischen Speicheraktivitäten und würde die österreichischen Emissionen wahrscheinlich viel schneller reduzieren.