CCS-Projekte weltweit

Abbildung von 17 internationalen CCS-Projekten

Abb. 2 Schaubild zu derzeit 17 internationalen großskaligen CCS-Projekten, die in Betrieb sind (blau). Weitere befinden sich im Aufbau (grün) oder in der Entwicklungsphase (orange).

International existieren bereits umfangreiche Erfahrungen zur geologischen CO2-Speicherung. Das Schaubild in Abb. 2 beruht auf einer Analyse des Global CCS Institutes [5] und zählt derzeit insgesamt weltweit 17 im Betrieb befindliche CCS-Projekte, davon wiederum 13 großskalige (industrielle) Projekte, die das an einer Punktquelle abgeschiedene CO2 zur Ausbeute-steigerung von Erdöllagerstätten (Enhanced Oil Recovery - EOR) einsetzen, wo dann schlussendlich der größte Teil des CO2 am Ende in der Lagerstätte verbleibt. Davon sind zehn dieser Projekte sind in Nordamerika lokalisiert, drei weitere verteilt auf Brasilien, Saudi-Arabien und die Vereinten Arabischen Emirate, alle zusammen mit einer Gesamtbilanz von 27,4 Mio. t abgeschiedenes und eingespeichertes CO2 pro Jahr. Es gibt ferner vier industrielle Projekte zur direkten, dauerhaften CO2-Speicherung:  Sleipner, Snøhvit (Norwegen), Decatur Illinois (USA) und Quest (Kanada) mit zusammen ca. 3,7 Mio. t eingespeichertem CO2 pro Jahr. Im fortgeschrittenen Aufbau (grün) befinden sich noch weitere vier Projekte (Kanada, China, Australien) und ebenso 4 Projekte im Entwicklungs-stadium (orange) in den USA, China und Norwegen.

Im Folgenden sollen einige Beispiele der internationalen Entwicklung zur CCS-Technologie betrachtet werden [6]. Ein sehr prominentes Projekt in Kanada war das Retrofitting von Unit 3 (139 MW-Block) des Steinkohlekraftwerks Boundary Dam, in Estevan, Saskatchewan. Es stellte die weltweit erste großtechnische Demonstrationsanlage zur CO2-Emissionsreduktion im Kraftwerks-Bereich dar, die im Oktober 2014 eingeweiht wurde. Die Abscheidekapazität beträgt ca. 1 Mio. t CO2/Jahr und der Transport des CO2 erfolgt über eine 70 km langen Pipeline zur Ausbeutesteigerung des Weyburn-Ölfeldes (EOR, Reservoir-Tiefe 1.300-1.500 m). Nicht-benötigtes CO2 wurde via 3 km langer Pipeline zum geologischen Puffer-Speicher Aquistore (3.000 m Tiefe) transportiert.

Die direkte CO2-Speicherung in einem salinen Aquifer (ohne EOR-Nutzung) wurde durch das Quest Projekt in Scotford (nahe Edmonton) in Alberta/Kanada demonstriert. Die CCS-Anlage ist an die Wasserstoff-Herstellung im Rahmen der Aufbereitung von Ölsanden gekoppelt (Hydrogen Manufacturing Units, HMUs). Das bei der Bitumenveredelung anfallende CO2 (ca. 1 Mio. t CO2/Jahr) wird seit Herbst 2015 nach Transport über eine 60 km lange Pipeline in einem salinen Aquifer, in ca. 2.000 m Tiefe gespeichert.

Die weltweit erste BECCS-Anlage befindet sich in Decatur (Illinois, USA). Hier wird das beim Fermentationsprozess von Mais als Energiepflanze anfallende CO2 abgefangen und im Untergrund gespeichert. BECCS wird von vielen Klimaforschern als Schlüsseltechnologie im Kampf gegen den Klimawandel angesehen. Im aktuellen Weltklimabericht basieren rund 3/4 der Szenarien auf dem Anbau von Energiepflanzen in Kombination mit CCS, da hierdurch eine Einhaltung des Zwei-Grad-Ziels durch negative Emissionen in den Emissionsvermeidungspfaden ermöglicht werden kann. Kritikpunkte dieser Anwendung sind allerdings die Landnutzungskonkurrenz und der wachsende Flächenbedarf für die Energiepflanzen.

Petra Nova (Texas) ist derzeit die weltgrößte CCS-Anlage zur Emissionsreduktion an einem konventionellen Kraftwerk. Hier wurden die technischen Parameter vom kanadischen Vor-reiter-Projekt Boundary Dam noch überboten: Retrofitting eines Steinkohleblocks mittels 240 MW CCS System, Post-Combustion Abscheidetechnik sowie seit Anfang Januar 2017 Einspeisung von ca. 1.6 Mio. t CO2/Jahr via 130 km langer Pipeline in ein Ölfeld nahe Houston zur EOR-Anwendung, mit abschließendem Verbleib im Reservoir von ca. 1.500–1.900 m Tiefe.

Die Situation in Europa zeigt einen anderen Entwicklungstrend. Großskalige CO2-Speicherprojekte gibt es bisher nur in Norwegen. Die dortige, im Jahr 1990 implementierte CO2-Steuer für den Offshore-Petroleumsektor schuf einen finanziellen Anreiz, um das bei der Erdgasförderung anfallende CO2 abzuscheiden und untermeerisch (offshore) zu speichern. In diesem Kontext entstanden zwei CO2 Speicher-Projekte im Norwegischen Kontinentalschelf: Sleipner und Snøhvit, beide vom norwegischen Unternehmen Equinor (vormals Statoil) betrieben. Seit 1996 wird im Gasfeld Sleipner-West Erdgas mit einem hohen CO2-Anteil produziert. Auf der Sleipner-Platform befindet sich die Technik zur Gas-Förderung, CO2-Abscheidung und CO2-Einspeicherung. Das abgetrennte CO2 wird nicht zur Produktionssteigerung genutzt, sondern direkt in die Utsira Formation ca. 1.000 m u.d.M. injiziert. Die Einspeisung beträgt ca.  1 Mio. t CO2/Jahr.

In 2008 startete mit Snøhvit die weltweit erste Flüssigerdgas-Anlage (Liquified Natural Gas, LNG) mit CO2-Speicherung. Aus dem in der Barentsee produzierten Gas wird CO2 abgetrennt (Anteil 6–10%), per Pipeline von der Verarbeitungsanlage zum Snøhvit-Feld zurück transportiert und in die Tubåen Formation ca. 2.600 m u.d.M. injiziert. Die Einspeisung beträgt ca. 0.7 Mio. t CO2/Jahr, als geplante Gesamtkapazität des Speichers werden ca. 31-40 Mio. t CO2 anvisiert. Sleipner und Snøhvit demonstrieren erfolgreich die untermeerische Aquiferspeicherung.

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