Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen ...

54
gestatten, das atmosphärische CO2 aus den früheren Jahren der Industrialisierung zu binden („neue“
Kohlenstoffsenken; ausführlich behandelt in [26]). In diesem Zusammenhang ist vor allem die Karbonisierung
von Biomasse (aus Abfällen oder von schnell wachsenden Planzen und Algen) zu erwähnen. Bei
diesem Vorgang spielt die Methode der „Hydrothermalen Karbonisierung (HTC)“ 12 eine entscheidende Rolle,
deren Prozesse bereits 1913 von Friedrich Bergius erforscht [27] und in den letzten Jahren von Markus
Antonietti und Mitarbeitern wieder aufgenommen und zu einem technisch attraktiven Verfahren entwickelt
wurden [26, 28].
Ein anderes Verfahren, um CO2 aus der Atmosphäre zu absorbieren (mittels eines festen Sorbents), wird in
[29] beschrieben.
1.3–c CO2-Vermeidungskosten
Die zusätzlichen Kosten für ein Kraftwerk mit CO2-Abscheidung werden von den höheren Investitionskosten
dominiert. Dazu kommen im Betrieb die Kosten, die mit den Wirkungsgradverlusten verbunden sind.
Detaillierte Modellrechnungen (z.B. in [16] und [20], vgl. auch Abb.4) zeigen, dass die CO2-Abscheidung
beim heutigen Stand der Technik bei Kohlekraftwerken fast zu einer Verdoppelung der Stromgestehungskosten,
bei Erdgas-GuD-Kraftwerken zu einer Erhöhung um ca. 50% führt.
Das Ergebnis solcher Kostenvergleiche kann auch in CO2-Vermeidungskosten für die verschiedenen Kraftwerkstypen
ausgedrückt werden (siehe z.B. [8, 13, 15, 16, 18, 20]): Bei der optimistischen Annahme einer
Markteinführung von CCS bereits um das Jahr 2020 herum sollten die CO2-Vermeidungskosten bei den
Kohlekraftwerken im Bereich von 35 bis knapp 50 /tCO2, bei den Erdgas-GuD-Kraftwerken bei 50 bis 65
/tCO2 liegen. Bis zum Jahr 2030 könnten sie dann auf Grund technischer Verbesserungen und Kostensenkungen
auf unter 30 bis gut 40 /tCO2 bei Kohlekraftwerken und auf 45 bis 60 /tCO2 bei Erdgas-GuD-
Kraftwerken sinken [16].
1.3–d „Window of opportunity“ für die Einführung von CCS – Öffentliche Diskussion und Gesetzgebung
Ein wesentliches Merkmal heutiger Großkraftwerke sowie der dazugehörigen Energieinfrastruktur (z.B.
Gaspipelinenetz) sind relativ hohe Investitionskosten und lange Lebensdauern (in Industrieländern typischerweise
etwa 40 Jahre). Größere Veränderungen in den Kraftwerksparks, wie der Zubau von Kraftwerken mit
CO2-Abscheidung, sind daher nur in bestimmten Zeitfenstern („window of opportunity“) möglich. Die
entscheidende Frage ist deshalb, wann das nächste geeignete Zeitfenster sein wird und ob dann eines der
vorgeschlagenen CO2-Abscheideverfahren bereits für einen großtechnischen Einsatz (möglichst auch zu
wettbewerbsfähigen Kosten) zur Verfügung stehen wird. Wichtig ist auch zu wissen, ob, und wenn ja, zu
welchen Kosten Altanlagen nachgerüstet werden können.
Ein Überblick über die in den nächsten Jahrzehnten altersbedingt benötigte Ersatzleistung im deutschen
bzw. europäischen Kraftwerkspark wurde in Abschnitt 1.1-b gegeben. In einer detaillierten Analyse kommen
die Autoren von [16] zu dem Ergebnis, dass der Kraftwerkszubau in Deutschland um das Jahr 2020 herum
sein nächste Maximum erreichen und danach langsam wieder abnehmen sollte (die Szenarien gehen vom
beschlossenen Ausstieg aus der Kernenergie aus). Erst um das Jahr 2045 herum würde sich dann ein neuer
signifikanter Reinvestitionszyklus ankündigen. Entsprechend wäre der schon sehr nahe Zeitraum um das
12 Bei diesem Verfahren werden die Prozesse, die in der Natur über einen Zeitraum von 50.000 bis 50 Millionen Jahren zur Entstehung
der Braunkohle geführt haben, auf die Zeitskala von einigen Stunden beschleunigt.