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CCS

Grunsatz des CCS. Quelle: LeJean Hardin and Jamie Paynederivative.

CCS ist die Abscheidung und (unterirdische) Speicherung von CO₂. Fachbegriffe sind: CO₂-Sequestrierung und eben CCS (engl. Carbon Dioxide Capture and Storage). CCS beschreibt einige großtechnische Vorhaben mit dem Ziel der Reduzierung von CO₂-Emissionen in die Atmosphäre durch die technische Abspaltung am Kraftwerk und Einlagerung in unterirdischen Aquiferen. Wird neben der Speicherung das CO₂ zumindest teilweise auch industriell genutzt (usange) spricht man auch von CCUS.

CO₂ wirkt in der Atmosphäre als Treibhausgas und ist die Hauptursache der menschengemachten globalen Erwärmung. Das Anwendungsgebiet der CO₂-Abscheidung und -Speicherung sollen große Punktquellen von CO₂ werden, vorrangig in Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen, aber auch bei Industrieprozessen und im Bergbau. Die Verfahrensschritte sind die Abscheidung, der Transport (wenn erforderlich) und die geologische Speicherung des CO₂.

Mittels CCS-Kraftwerken lässt sich der CO₂-Ausstoß fossiler Kraftwerke deutlich senken, wenn auch weiterhin nennenswerte Treibhausgasemissionen anfallen. Während z. B. konventionelle Steinkohlekraftwerke in einer Lebenszyklusanalyse einen CO₂-Ausstoß von 790–1020 g/kWh aufweisen, liegt der Ausstoß eines CCS-Kraftwerkes bei 255–440 g/kWh und damit deutlich höher als bei Erneuerbaren Energien oder Kernkraftwerken. Zudem verschlechtert die CCS-Technik den Wirkungsgrad von Kraftwerken. Bei modernen Kohlekraftwerken wird von einem Brennstoffmehrverbrauch in Höhe von ca. 24 bis 40 % gegenüber Kraftwerken ohne CCS-Technik ausgegangen, hauptsächlich für die Abscheidung und Verdichtung des Kohlenstoffdioxids.

Als mögliche CO₂-Lagerstätten gelten besondere geologische Formationen wie tiefe salzwasserführende Grundwasserleiter (Aquifere) oder ausgeförderte Erdöl- und Erdgaslagerstätten, eventuell kommen ebenfalls tiefe Kohleflöze in Frage, bei denen aber der sichere Einschluss fraglich ist.

Die CO₂-Abscheidung und -Speicherung in Kraftwerken ist noch im Entwicklungs- und Pilotstadium. Mit Stand 2016 steht die technische und wirtschaftliche Umsetzbarkeit von CCS-Kraftwerken trotz zwei Jahrzehnten der Forschung und des Baus von Prototypen noch aus Die Wirtschaftlichkeit der Technologie ist fraglich, da davon ausgegangen wird, dass einige erneuerbare Energien bereits 2020 gleich hohe oder niedrigere Produktionskosten aufweisen werden. Das eingelagerte Gas kann mit dem umgebenden Gestein interagieren, so kann es z.B. in Basalten dazu kommen, dass das CO₂nachhaltig ein das Gestein eignelagert also sozusagen versteinert (mineralisiert) wird. Siehe hierzu auch das Forschungsvorhaben Geco und den folgenden Abchnitt.

Mineralisierung von CO₂

Die Mineralisierung ist eine beschleunigte Form der Verwitterung von natürlich vorkommenden Silikatgesteinen und wurde als alternativer Ansatz für die CO₂-Sequestrierung vorgeschlagen. Das Verfahren beinhaltet die Auflösung des eingefangenen CO₂ in Wasser während der Injektion in das Gestein über eine Injektionsbohrung. Bei diesem Prozess werden die injizierten CO₂-Blasen in Wasser gelöst, wodurch der CO₂-Auftrieb vermieden und die mit der CO₂-Migration in benachbarte durchlässige Formationen verbundenen Risiken gemindert werden.

Bei der Mineralkarbonisierung reagiert saures Wasser aus dem gelösten CO₂ mit den Metalloxiden (wie MgO oder CaO) des Reservoirgesteins unter Bildung von Carbonaten in einem chemischen Prozess. Magnesium und Kalzium kommen in der Natur normalerweise in Form von Silikatmineralien wie Serpentin, Olivin und Wollastonit vor. Zu den für die Umsetzung der CO₂-Mineralisierung geeigneten Gesteinsarten gehören Basalte, ultramafische Gesteine und Sandsteine.

Basaltgesteine weisen aufgrund ihres Überschusses an Ca-FeMg-haltigen Mineralien die geeigneten physikochemischen Eigenschaften für die CO₂-Mineralisierung auf. In Basalt gehören ein geringer Alterationsgrad, eine untergesättigte Kieselsäurezusammensetzung, eine Fülle von Ca-haltigen Mineralien und eine hohe Porosität zu den wichtigsten Parametern für die Umsetzung langfristiger und sicherer CO₂-Speicherszenarien.
In Bezug auf Sandsteine begünstigen ihre weit verbreitete Verteilung, ihre physikochemischen Eigenschaften (Permeabilität und pH-Pufferkapazität sowie ihre mineralogische Zusammensetzung (Plagioklas, Alkalifeldspat, Calcit, Quarz, Tonmineralien) ihre Umsetzung bei der CO₂-Mineralisierung.
Bei Serpentiniten bietet die Reaktion von CO₂ mit den reichlich vorhandenen Mg-haltigen Silikatmineralien des ultramafischen Gesteins die Möglichkeit, große Mengen an Mg-Carbonat-Mineralien wie Magnesit zu produzieren.

Die Kohlenstoffmineralisierung hat das Potenzial für Langzeit-Speicherung großer CO₂-Mengen. Die mit der Kohlenstoffspeicherung durch Mineralisierung verbundenen Risiken betreffen hauptsächlich die potenzielle Kontamination des Grundwassers aufgrund der Auslösung toxischer Metalle (wie Al und Cr) aus den Reservoirgesteinen. Modellierungssimulationen und Überwachungsmethoden sind daher Maßnahmen, die umgesetzt werden müssen, um Risiken zu minimieren.

Bedeutung für die Geothermie

Bei der Anwendung geowissenschaftlicher Technologie gibt es eine große Überlappung zwischen den Methoden, die in der Geothermie und solchen, die bei CCS angewendet werden. Die Geothermie profitiert insofern von der Forschung und Methodenentwicklung im Zusammenhang mit CCS. Es wird auch vorgeschlagen, beispielsweise überkritisches CO₂ als Arbeitstmittel eines Geothermiekreislaufs zu verwenden und dabei gleichzeitig CO₂ zu sequestrieren.

Üblicherweise kann CO₂ nach der Abscheidung in tiefen Salzgrundwasserleitern, Kohleflözen oder in erschöpften Öl-/Gaslagerstätten gespeichert werden. Ebenso bieten geothermische Reservoire direkte oder indirekte Möglichkeiten zur Speicherung von CO₂.

Erstens kann CO₂ direkt in geothermische MT-zu-HT-Reservoire injiziert werden, da derselbe Grundwasserleiter, aus dem geothermische Energie gewonnen wird, auch das CO₂ speichern kann, nachdem es in der geothermischen Sole aufgelöst wurde. Ein weiterer Vorteil dieser Methode besteht darin, dass dieselben Produktions- und Injektionsbrunnen verwendet werden, wodurch die Kosten für die CO₂-Speicherung gesenkt werden. Allerdings setzt diese Methode voraus, dass ein bereits genutztes geothermisches Reservoir und eine funktionsfähige Anlage vorhanden sind und nur kleine oder mittlere Mengen an CO₂-Industrieemissionen gespeichert werden können.
Alternativ kann CO₂ in poröses Sediment- oder Vulkangestein injiziert werden. Besonders junge Basalte in vulkanischen Gebieten sind aufgrund ihrer zahlreichen ungefüllten Poren am besten geeignet, und in diesen Regionen stehen auch geothermische Ressourcen und Injektionsbrunnen zur Verfügung. Carbfix in Island injiziert CO₂ bis in eine Tiefe von 3 km und schätzt, dass CO₂ über einen Zeitraum von drei Jahren in den Poren junger Basalte mineralisiert.
Eine dritte Methode ist die Verwendung von komprimiertem CO₂ bei einer überkritischen Temperatur von 200 °C und einigen hundert Bar in Enhanced Geothermal Systems (EGS) anstelle von Wasser als Arbeitsmedium. Diese Methode ist noch experimentell und birgt Herausforderungen. Eine davon besteht darin, dass bei EGS die Gesteinsdurchlässigkeit durch die Erzeugung kleiner Brüche durch Injektion erhöht wird, die Injektion von komprimiertem CO₂ in diese Systeme jedoch mit der Zeit dieselben Brüche verstopfen könnte.

Andererseits kann es zwischen Tiefengeothermie und CCS zur Nutzungskonkurrenz kommen.

Literatur

Khodayar, M. and Björnsson, S. (2024) Conventional Geothermal Systems and Unconventional Geothermal Developments: An Overview. Open Journal of Geology, 14, 196-246. doi: 10.4236/ojg.2024.142012.

Schulz, R., Knopf, S., Suchi, E., Öhlschläger, D., Dittmann, J., & Müller,: Geothermie-Atlas zur Darstellung möglicher Nutzungskonkurrenzen zwischen CCS und tiefer Geothermie. 2013

Stephens JC, Jiusto S: Assessing innovation in emerging energy technologies: socio-technical dynamics of carbon capture and storage (CCS) and enhanced geothermal systems (EGS) in the USA. In: Energy Policy Nummer 38 (2010), S. 2020-2031