MITTEILUNG DER KOMMISSION AN DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT, DEN RAT, DEN EUROPÄISCHEN WIRTSCHAFTS- UND SOZIALAUSSCHUSS UND DEN AUSSCHUSS DER REGIONEN zur Zukunft der CO2-Abscheidung und -Speicherung in Europa /* COM/2013/0180 final */
Konsultative Mitteilung zur
Zukunft der CO2-Abscheidung und ‑Speicherung in Europa Inhalt 1. Einleitung. 2 2. Fossile Brennstoffe im
Energiemix und in Industrieverfahren. 3 2.1. Die Rolle der fossilen
Brennstoffe im weltweiten Energiemix. 3 2.2. Die Rolle der fossilen
Brennstoffe im Energiemix in Europa. 5 2.2.1. Kohle in der Stromerzeugung
in Europa. 7 2.2.2. Gas in der Stromerzeugung in
Europa. 9 2.2.3. Öl in der Stromerzeugung in
Europa. 10 2.2.4. Art und Altersstruktur der
Kraftwerke in Europa. 10 2.2.5. Einsatz fossiler Brennstoffe
in anderen Industrieverfahren. 11 2.2.6. Potenzial von CCS in Europa
und weltweit 12 2.3. Potenzial der industriellen
Nutzung von CO2 14 2.4. Kostenwettbewerbsfähigkeit von
CCS. 15 2.5. Kostenwettbewerbsfähigkeit
einer CCS-Nachrüstung vorhandener Anlagen. 16 3. Stand der CCS-Demonstration in
Europa und Analyse der zu schließenden Lücken. 17 3.1. Fehlende wirtschaftliche
Perspektive. 17 3.2. Kenntnisse und Akzeptanz in
der Öffentlichkeit 19 3.3. Rechtsrahmen. 20 3.4. CO2-Speicherung und
-Infrastruktur 20 3.5. Internationale Zusammenarbeit 20 4. Blick in die Zukunft 21 5. Schlussfolgerungen. 24
1.
Einleitung
Derzeit werden mehr als 80 % des
Primärenergiebedarfs weltweit durch fossile Energieträger gedeckt, und auch 85 %
der Zunahme des weltweiten Energieverbrauchs während der letzten zehn Jahre
entfielen auf fossile Energiequellen. Wie Schätzungen auf der Grundlage
derzeitiger politischer Maßnahmen und Entwicklungen ergeben haben, ist davon
auszugehen, dass diese Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen weiter
fortbestehen wird[1].
Dem gegenüber steht jedoch die Notwendigkeit zur Bekämpfung des Klimawandels.
So könnten diese Entwicklungen der Internationalen Energieagentur (IEA) und
einem für die Weltbank erstellten Bericht zufolge dazu führen, dass die
Temperaturen weltweit durchschnittlich um 3,6 bzw. 4 °C[2] ansteigen. Die CO2-Abscheidung
und ‑Speicherung („Carbon Capture and Storage“, CCS) ist eine der Schüsseltechnologien,
mit deren Hilfe der steigende Bedarf an fossilen Brennstoffen mit der
Notwendigkeit zur Verringerung der Treibhausgasemissionen in Einklang gebracht
werden kann, um letztlich zu einer Wirtschaft mit geringen CO2-Emissionen
überzugehen. Der Einsatz von CCS wird voraussichtlich weltweit erforderlich
sein, um den durchschnittlichen globalen Temperaturanstieg auf unter 2 °C[3] zu begrenzen. Die Technologie
kann zudem wesentlich dazu beitragen, die von der EU angestrebte Verringerung
der Treibhausgasemissionen zu erreichen, und bietet Möglichkeiten für eine
klimafreundliche Reindustrialisierung von Industriebereichen, die derzeit in
Europa rückläufig sind. Entscheidend dafür ist jedoch, ob sich CCS – auch
in wirtschaftlicher Hinsicht – für den Einsatz im großtechnischen Maßstab
eignet[4]. Wie Bewertungen im Rahmen des „EU-Fahrplans
für den Übergang zu einer wettbewerbsfähigen CO2-armen Wirtschaft im
Jahr 2050“ sowie des „Energiefahrplans 2050“ gezeigt haben, könnte CCS bei
einer Einführung im großtechnischen Maßstab wesentlich zur Verringerung der CO2-Emissionen
beitragen. Dies beruht auf der Annahme, dass bis 2050 – je nach
Szenario – 7 % bis 32 % der Stromerzeugung mit CCS erfolgen.
Zudem wird CCS nach diesen Einschätzungen in der EU ab 2035 in größerem Umfang
zur Verringerung der CO2-Emissionen bei Industrieverfahren
beitragen. Die EU ist entschlossen, CCS sowohl finanziell
als auch durch regulatorische Schritte zu unterstützen. Im Einklang mit der
Entscheidung des Europäischen Rates aus dem Jahr 2007, bis 2015 bis zu 12 großmaßstäbliche
Demonstrationsvorhaben zu unterstützen, hat die Kommission mehrere Maßnahmen
getroffen, um einen gemeinsamen Regelungsrahmen und einen Rahmen zur
Unterstützung von Demonstrationsvorhaben zu schaffen. So wurde die CCS-Richtlinie als
Rechtsrahmen für CO2-Abscheidung, ‑Transport und ‑Speicherung
verabschiedet und war bis Juni 2011[5]
umzusetzen. Das CO2-Transportnetz war Gegenstand der im
November 2010 vorgelegten Mitteilung zu „Energieinfrastrukturprioritäten“
(EIP) sowie des Vorschlags der Kommission für eine Verordnung zu
„Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur“. CCS ist inzwischen
auch integraler Bestandteil der FuE-Initiativen der EU. So wurde die Europäische
Industrieinitiative (EII) zu CCS als Teil des Europäischen
Strategieplans für Energietechnologie (SET-Plan) ins Leben gerufen. Zudem wurden zwei Finanzierungsinstrumente
eingerichtet: das Europäische Energieprogramm zur Konjunkturbelebung (EEPR) und
das Programm „Reserve für neue Marktteilnehmer“ (NER300)[6], das durch EHS-Zertifikate
finanziert wird, um für großmaßstäbliche Demonstrationsvorhaben EU-Mittel in
bedeutender Höhe bereitstellen zu können[7].
Trotz dieser Bemühungen konnte sich CCS in
Europa aus mehreren Gründen, die in der vorliegenden Mitteilung kurz erläutert
werden, bisher nicht durchsetzen. Es ist klar, dass eine Beibehaltung
des Status quo nicht in Betracht kommt und weitere Schritte erfolgen müssen;
doch die Zeit wird knapp, insbesondere für die Demonstrationsvorhaben, denen es
gelungen ist, einen Teil der erforderlichen Finanzierung zu sichern, für die
aber noch keine endgültigen Investitionsentscheidungen getroffen wurden. Die
vorliegende Mitteilung gibt daher unter Berücksichtigung des weltweiten Umfelds
einen Überblick über den gegenwärtigen Stand der Dinge und behandelt mögliche
Optionen zur Unterstützung der CCS-Demonstration und ‑Einführung, damit die
Technologie als integraler Bestandteil der EU-Strategie für den Übergang zu
einer Wirtschaft mit geringen CO2-Emissionen langfristig
wirtschaftlich eingesetzt werden kann.
2.
Fossile Brennstoffe im Energiemix und in
Industrieverfahren
Seit der Entscheidung des Europäischen Rates
zur Unterstützung von CCS aus dem Jahr 2007 hat die CO2-Abscheidung
und ‑Speicherung sowohl in Europa als auch weltweit weiter an Relevanz und
Bedeutung gewonnen, da sich die globale Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen
weiter verstärkt hat. Inzwischen bleibt jedoch immer weniger Zeit, um den
Klimawandel einzudämmen, so dass der Einsatz von CCS immer dringlicher wird.
2.1.Die Rolle
der fossilen Brennstoffe im weltweiten Energiemix
Im Jahr 2009 wurden 81 % des globalen
Primärenergiebedarfs durch fossile Brennstoffe gedeckt, und zwei Drittel der
weltweiten Stromerzeugung entfielen auf fossile Energieträger. In den letzten
zehn Jahren wurden 85 % der Zunahme des weltweiten Energiebedarfs mit
Kohle, Öl und Gas gedeckt, wobei auf Kohle allein 45 % des Anstiegs des
Primärenergieverbrauchs entfielen (vgl. Abb. 1). Diese Entwicklungen waren
in weiten Teilen auf eine höhere Nachfrage in Entwicklungsländern
zurückzuführen. Infolgedessen hat sich die Kohleförderung seit 1990 weltweit
nahezu verdoppelt und im Jahr 2011 fast 8 000 Mio. Tonnen erreicht. Abb. 1: Zunahme des weltweiten
Primärenergiebedarfs nach Brennstoffen, 2001-2011 (Quelle: IEA, „World Energy
Outlook 2012“) Die in der vorstehenden Abbildung
dargestellten historischen Entwicklungen spiegeln sich auch in den Prognosen
wider, die die Internationale Energieagentur (IEA) im „New Policies Scenario“
des „World Energy Outlook 2012“ vornahm (Abb. 2). Danach wird Kohle bei
den Investitionen in die Stromerzeugung in den kommenden Jahrzehnten in den
Entwicklungsländern eine immer wichtigere Rolle spielen, wenn die derzeitigen
politischen Maßnahmen weiterverfolgt werden, während die Kohlekapazitäten in
den Industrieländern abzunehmen beginnen. Abb. 2: Wandel der Stromerzeugung in
ausgewählten Teilen der Welt, 2010-2035 (Quelle: IEA, „World Energy Outlook 2012“).
2.2.Die Rolle
der fossilen Brennstoffe im Energiemix in Europa
In der EU ist der Anteil von Gas am
Primärenergieverbrauch in den letzten zehn Jahren auf 25 % im Jahr 2010
angestiegen[8],
wobei das meiste Gas importiert wird und nur ca. 35 % innerhalb der
EU gefördert werden[9].
Zu etwa 30 % dient das Gas der Stromerzeugung. Während sich unsere Gasimporte in den letzten
zwanzig Jahren verdoppelt haben, war in den USA ein gegenteiliger Trend zu
beobachten, da erhebliche Funde und Entwicklungen im Bereich des Schiefergases
sowohl den Gaspreis gesenkt als auch die Abhängigkeit der USA von
Energieimporten verringert haben. Abbildung 3 zeit die raschen
Entwicklungen sowie die Prognosen für den Einsatz von Schiefergas in den USA. Abb. 3: Historische und prognostizierte Öl-
und Gasproduktion in den USA (Quelle: IEA, „World Energy Outlook 2012“) Dies hatte wiederum einen abwärts gerichteten
Wettbewerbsdruck auf amerikanische Kohle zur Folge (Abb. 4), was dazu
führte, dass sich die amerikanische Kohleindustrie neue Absatzmärkte suchte, in
die sie die Kohle exportieren konnte, die ansonsten in den USA verbraucht
worden wäre. Derzeit ist davon auszugehen, dass sich diese Entwicklung
fortsetzt und sogar noch weiter verstärken könnte. Abb. 4:
12-monatige Entwicklung der Kohlepreise (Quelle: Platts) Ein Großteil dieser Exporte entfiel auf die
EU, was dort zu einem verstärkten Kohleverbrauch geführt hat. Abbildung 5
zeigt die Gesamtentwicklungen im Kohlesektor in der EU während der letzten 20 Jahre
(Daten bis einschließlich Mai 2012). Durch den jüngsten Anstieg des
Kohleverbrauchs[10]
könnte daher die zwanzig Jahre andauernde rückläufige Entwicklung zum
Stillstand gekommen und sich in gewissem Umfang sogar umgekehrt haben. Dafür gibt es mehrere Gründe, wobei als
Hauptfaktoren jedoch die unter den Erwartungen liegenden Kohle- und CO2-Preise
anzusehen sind. Abb. 5: Entwicklung des Kohleverbrauchs in
der EU in den letzten 20 Jahren (bis einschließlich Mai 2012)
(Quelle: Eurostat). Auf der linken Seite des Balkens sind die jährlichen Daten
seit 1990 dargestellt, während rechts monatliche Daten für den Zeitraum nach
dem 1. Januar 2008 angegeben sind. Angesichts des niedrigen Preises sowie der im
Vergleich dazu relativ hohen Gaspreise hat sich Kohle erneut zu einem
wirtschaftlich interessanten Rohstoff für die Stromerzeugung in der EU entwickelt.
Die Betriebsdauer von Kraftwerken, die eigentlich außer Betrieb genommen werden
sollten, wird nun verlängert, wodurch sich auch das Risiko eines weiteren
Festhaltens am Einsatz fossiler Brennstoffe erhöht („Carbon Lock-in“). In den letzten Jahren haben sich die
Treibhausgasemissionen infolge der Wirtschaftskrise erheblich verringert, so
dass bis Anfang 2012 ein Überschuss von 955 Millionen ungenutzten
EHS-Zertifikaten entstand. Insgesamt nimmt der strukturelle Überschuss an
EHS-Zertifikaten rasch zu, so dass im Großteil der Phase 3 etwa 2 Mrd.
Zertifikate ungenutzt bleiben könnten[11].
Die CO2-Preise könnten daher schnell auf 5 EUR und weniger pro
Tonne sinken. Diese neue Attraktivität von Kohle wird sich
kurzfristig sicherlich negativ auf den geplanten Übergang zu einer Wirtschaft
mit geringen CO2-Emissionen auswirken.
2.2.1.
Kohle in der Stromerzeugung in Europa
Angesichts der Tatsache, dass Kohle zu einem
großen Teil innerhalb der EU gefördert wird (mehr als 73 % der in der EU
verbrauchten Kohle, siehe Abb. 6), trägt der Kohlesektor wesentlich zur
Energieversorgungssicherheit in der EU bei. Abb. 6:
Kohleverbrauch in der EU 2010 (Quelle: Eurostat) Die in Europa verbrauchte Kohle dient
überwiegend der Stromerzeugung. Insgesamt hat sich der Einsatz von Braun- und
Steinkohle in der EU von 712,8 Mio. Tonnen im Jahr 2010 auf 753,2 Mio.
Tonnen im Jahr 2011 erhöht, was etwa 16 % des Gesamtenergieverbrauchs
entspricht. Nachdem sich der Anteil der Kohle an der Stromerzeugung in der EU
bis 2010 (auf 25 % des in der EU erzeugten Stroms[12]) langsam verringert hatte, ist
er wie oben dargestellt seither wieder angestiegen. Die folgende Tabelle zeigt
die wichtigsten Kohleverbrauchsländer in der EU: Abb. 7:
Die wichtigsten Kohleverbrauchsländer in der EU 2010 (Quelle: Eurostat) Den Datenmeldungen der Mitgliedstaaten zufolge
sind derzeit zusätzliche Kohlekraftwerke mit einer Kapazität von rund 10 GW
geplant oder im Bau (in Deutschland, den Niederlanden, Griechenland und
Rumänien). Dabei sind die Angaben der Mitgliedstaaten noch wesentlich niedriger
als die Einschätzungen von Platts, wonach Kohlekraftwerke mit einer Kapazität
von insgesamt 50 GW vorgesehen sind bzw. bereits entwickelt oder gebaut
werden. Zudem müssen einige alte Kohlekraftwerke modernisiert oder abgeschaltet
werden, da sie das Ende ihrer geplanten Betriebsdauer erreichen.
2.2.2.
Gas in der Stromerzeugung in Europa
Der Anteil von Gas am Stromerzeugungsmix in
Europa hat sich in den letzten 20 Jahren kontinuierlich von 9 % im
Jahr 1990 auf 24 % im Jahr 2010[13]
erhöht. Viele Mitgliedstaaten gehen zudem von einer weiteren erheblichen
Zunahme der Gaskapazitäten aus. Gegenüber Kohlekraftwerken haben Gaskraftwerke
mehrere Vorteile. So weisen sie nur etwa die Hälfte der Treibhausgasemissionen
und geringe Investitionskosten auf und können flexibler betrieben werden, so
dass sie als Ausgleich für die inkonstante Stromerzeugung aus Wind- und
Sonnenenergie dienen können. Den der Kommission vorliegenden Datenmeldungen
zufolge sind derzeit Gaskraftwerke mit einer Kapazität von 20 GW im Bau,
was etwa 2 % der heutigen installierten Gesamtkapazitäten für die
Stromerzeugung entspricht (daneben wurden Planungen für zusätzliche Kapazitäten
von 15 GW gemeldet). Die nachstehende Abbildung zeigt die Kapazität der 32 Gaskraftwerke,
deren Bau der Kommission mitgeteilt wurde. Abb. 8:
Wichtigste Mitgliedstaaten, in denen Gaskraftwerke gebaut werden (Quelle:
Meldungen der Mitgliedstaaten) Wenngleich neue Gaskraftwerke geringere
Emissionen als Kohlekraftwerke aufweisen, haben solche neuen Anlagen eine lange
Lebensdauer, und eine Nachrüstung von Gaskraftwerken mit CCS lässt sich nicht
immer wirtschaftlich realisieren. Dies gilt insbesondere dann, wenn das
Gaskraftwerk nicht zur Deckung der Grundlast dient[14]. Andererseits sind
Gaskraftwerke mit geringeren Kapitalkosten als Kohlekraftwerke verbunden, so
dass die Kostenwirksamkeit der Investitionen in geringerem Maße von einer
langen Lebensdauer abhängt.
2.2.3.
Öl in der Stromerzeugung in Europa
Öl kommt nur in begrenztem Umfang bei der
Stromerzeugung zum Einsatz, nämlich in Nischenanwendungen wie isolierten
Stromerzeugungssystemen. Der Anteil des Öls an der Stromerzeugung beträgt in
der EU nur 2,6 %. Er liegt zwar weltweit etwas höher, nimmt aber auch auf
globaler Ebene ab. Öl kommt überwiegend im Verbrennungsmotoren im
Verkehrsbereich zum Einsatz, etwa in Flugzeugen, Schiffen und Fahrzeugen. Da Öl
nur eine begrenzte Bedeutung für die Industrie und die Stromerzeugung hat und
Kohlendioxid mit heutiger Technik bei kleinen Emissionsquellen nicht wirksam
abgeschieden werden kann, wird dieser Energieträger im vorliegenden
Zusammenhang nicht weiter behandelt.
2.2.4.
Art und Altersstruktur der Kraftwerke in Europa
Die Investitionen in die Stromerzeugung haben
sich in Europa im Laufe der Zeit gewandelt: Während in der Frühphase der
Elektrifizierung vor mehr als hundert Jahren hauptsächlich in erneuerbare
Energien (Wasserkraft) investiert wurde, standen ab den 1950er-Jahren Kohle-,
Gas- und Kernkraftwerke im Mittelpunkt, bis sich der Trend in den letzten zehn
Jahren wieder zugunsten erneuerbarer Energien (Wind und Sonne) umkehrte. Diese
Entwicklung ist in Abbildung 9 dargestellt: Abb. 9: Altersstruktur der Kraftwerke in
Europa (Quelle: Platts) Aufgrund der Investitionen, die vor 55 bis 30
Jahren in Kohlekraftwerke getätigt wurden (siehe die vorstehende Abbildung),
verfügt Europa über einen großen Bestand an alten Kohlekraftwerken, die nun das
Ende ihrer Lebensdauer erreichen (bei Gaskraftwerken stellt sich die Lage
umgekehrt dar, da hier die meisten Investitionen in den letzten 20 Jahren
erfolgten). So erreichen immer mehr Kraftwerke (durchschnittlich 3-5 GW pro
Jahr, was etwa der Kapazität von 10 Kohlekraftwerken entspricht) ein
Alter, in dem es für Investoren günstiger sein kann, sie außer Betrieb zu
nehmen, als in eine Modernisierung zu investieren[15]. Dies bietet die Möglichkeit,
sie durch Alternativen mit geringen CO2-Emissionen zu ersetzen,
birgt aber auch das Risiko eines neuen „Carbon Lock-in“, wenn die relativen
Energie- und CO2-Preise auf ihrem heutigen Niveau bleiben.
2.2.5.
Einsatz fossiler Brennstoffe in anderen
Industrieverfahren
Aufgrund der relativ hohen CO2-Konzentration
lässt sich eine CO2-Abscheidung bei vielen Industrieverfahren
wesentlich einfacher realisieren als bei der Stromerzeugung. Einige
Industriezweige kommen daher als interessante Anwendungsbereiche für eine
rasche Einführung dieser Technologie in Frage. Dem Fahrplan für den Übergang zu
einer wettbewerbsfähigen CO2-armen Wirtschaft im Jahr 2050 zufolge
ist es erforderlich, die CO2-Emissionen in der Industrie bis 2030
gegenüber 1990 um 34 % bis 40 % sowie bis 2050 um 83 % bis 87 %
zu senken. Aktuelle Studien der Gemeinsamen
Forschungsstelle zur Anwendung von CCS in der Eisen-, Stahl- und
Zementindustrie haben ergeben, dass die CCS-Technologie mittelfristig wettbewerbsfähig
werden und somit zu einer kosteneffizienten Verringerung der Emissionen in
diesen Industriezweigen beitragen kann[16].
So könnte die Anwendung von CCS in der Stahlindustrie beispielsweise zu einem
drastischen Rückgang der direkten Emissionen führen. Wenngleich
sich die Energieeffizienz der Stahlproduktion während der letzten 50 Jahre
enorm verbessert hat, ist die Erzeugung von Rohstahl noch immer ein
energieintensiver Prozess. 80 bis 90 % der CO2-Emissionen
in der Stahlindustrie entstehen in den Koksöfen, Hochöfen und
Sauerstoffblaskonvertern integrierter Stahlerzeugungsanlagen. Auf
die EU entfallen ca. 15 % der Stahlerzeugung weltweit, wobei im Jahr 2011
in der EU-27 knapp 180 Mio. Tonnen Rohstahl produziert wurden[17]. In ihrer Aktualisierung der Mitteilung zur
Industriepolitik setzte sich die EU im Jahr 2012 das ehrgeizige Ziel, den
Anteil der Industrie am BIP in Europa von derzeit ca. 16 % bis 2020 auf 20 %
zu erhöhen. Die Anwendung von CCS in Industrieverfahren würde es der Union
ermöglichen, dieses Ziel mit ihren langfristigen Klimavorgaben in Einklang zu
bringen. Jedoch dürfen dabei die bedeutenden technischen Hürden und die
erforderlichen erheblichen Forschungs- und Entwicklungsanstrengungen sowie die
wirtschaftlichen Aspekte im Zusammenhang mit den internationalen Märkten für
diese Rohstoffe nicht außer Acht gelassen werden. Die Einführung von CCS in Industrieverfahren
kann auch dazu beitragen, die Kenntnisse über diese Technologie und ihre
Akzeptanz in der Öffentlichkeit zu fördern, da der Zusammenhang zwischen der
Erhaltung von Arbeitsplätzen vor Ort und einer fortgesetzten
Industrieproduktion sehr gut sichtbar ist.
2.2.6.
Potenzial von CCS in Europa und weltweit
Die EU ist entschlossen, die
Treibhausgasemissionen bis 2050 um insgesamt mindestens 80 % zu senken.
Dennoch werden fossile Brennstoffe in Europa voraussichtlich noch
jahrzehntelang bei der Stromerzeugung und in der Industrie eingesetzt werden.
Das Ziel für 2050 kann daher nur erreicht werden, wenn die bei der Verbrennung
fossiler Brennstoffe entstehenden Emissionen von der Atmosphäre ferngehalten
werden. Dabei kann CCS als Technologie, mit deren Hilfe CO2-Emissionen
sowohl bei der Stromerzeugung als auch in der Industrie wesentlich verringert
werden können, eine entscheidende Rolle spielen. Ein weiteres mögliches
Einsatzgebiet von CCS ist die Produktion von Kraftstoffen, insbesondere die
Herstellung alternativer Kraftstoffe[18],
wie Wasserstoff aus fossilen Quellen. Der Einsatz von CCS wird normalerweise im
Zusammenhang mit der Verbrennung fossiler Brennstoffe in Erwägung gezogen, kann
jedoch auch dazu dienen, bei der Verwendung von Biomasse entstehendes biogenes
Kohlendioxid abzuscheiden („Bio-CCS“). Bio-CCS-Anwendungen können von der CO2-Abscheidung
bei der Mitverbrennung von Biomasse und in Biomassefeuerungsanlagen bis hin zur
Produktion von Biokraftstoffen reichen. Die technische Umsetzbarkeit von
Biomasse-CCS-Wertschöpfungsketten ist bisher jedoch nicht im großtechnischen
Maßstab nachgewiesen. Analysen der IEA deuten darauf hin, dass die
Kapitalkosten im Stromerzeugungssektor ohne CCS um bis zu 40 % ansteigen
könnten, wenn die erforderlichen Treibhausgasziele erfüllt werden sollen, um
den weltweiten Temperaturanstieg auf maximal 2 Grad zu begrenzen[19]. Die Bedeutung von CCS für
eine kosteneffiziente Bekämpfung des Klimawandels wurde im Energiefahrplan 2050
hervorgehoben, in dem sämtliche Szenarien mit dem Einsatz von CCS verbunden
sind. Drei der fünf Szenarien für den Übergang zu einer Wirtschaft mit
geringen CO2-Emissionen beruhen auf der Annahme, dass CCS bis 2050
in Europa bei mehr als 20 % der Stromerzeugung Anwendung findet
(Abb. 10). Abb. 10:
Anteil von CCS (%) an der Stromerzeugung bis 2050 gemäß dem Energiefahrplan
(Quelle: Energiefahrplan 2050) Das Szenario „diversifizierte Versorgungstechnologien“
des Energiefahrplans 2050 zeigt, dass bis 2035 Kapazitäten von insgesamt 32 GW
und bis 2050 Kapazitäten von ca. 190 GW mit CCS installiert werden
könnten. Dies bietet potenziell auch erhebliche Möglichkeiten für die
europäische Industrie im Bereich der Abscheidungs- und Speichertechnologien,
stellt jedoch angesichts des derzeitigen Stands der Dinge in der EU eine
gewaltige Aufgabe dar. Jede Verzögerung bei der Entwicklung von CCS in Europa
wirkt sich letztlich auch negativ auf diese wirtschaftlichen Möglichkeiten aus.
Projektionen zufolge wird der Einsatz fossiler
Brennstoffe in der EU zwar weiterhin zurückgehen, doch noch über Jahrzehnte
hinweg den größten Anteil am Energiemix der EU ausmachen. Selbst wenn die
politischen Maßnahmen verstärkt werden, um unseren Energiemix weiter zugunsten
von Energieträgern mit geringen CO2-Emissionen zu verändern, würden
auf fossile Brennstoffe im Jahr 2030 noch immer mehr als 50 % des
Energiemix in der EU entfallen. Tabelle 1: Projektionen für den
Energiemix, Referenzszenario auf der Grundlage derzeitiger politischer
Maßnahmen (Quelle: Europäische Kommission, Folgenabschätzung für den
Energiefahrplan 2050) Nach den Einschätzungen im Energiefahrplan 2050
beginnt ein großmaßstäblicher Einsatz ab ca. 2030, wobei der im
Emissionshandelssystem (EHS) erzielte CO2-Preis die
Hauptantriebskraft darstellt. Auswirkungen auf die Einführung von CCS hat auch
die Entwicklung eines Rahmens für die Klima- und Energiepolitik 2030, dessen
oberstes Ziel darin besteht, die EU bei der Verfolgung der Ziele für die
Treibhausgasreduktion bis 2050 auf den richtigen Kurs zu bringen, um den
weltweiten Temperaturanstieg auf unter 2 °C zu begrenzen.
2.3.Potenzial
der industriellen Nutzung von CO2
Kohlendioxid ist eine chemische Verbindung,
die sich für die Herstellung synthetischer Brennstoffe, als Arbeitsfluid
(z. B. in Geothermalkraftwerken), als Einsatzstoff in chemischen Verfahren
und biotechnologischen Anwendungen sowie zur Herstellung vieler weiterer
Produkte eignet. So wird CO2 bisher erfolgreich bei der Herstellung
von Harnstoff, Kältemitteln, Getränken, Schweißsystemen oder Feuerlöschern, in
der Wasseraufbereitung, im Gartenbau, bei der Herstellung von synthetischem
Calciumcarbonat für die Papierindustrie sowie als träger Hilfsstoff für Lebensmittelverpackungen
und bei vielen weiteren kleineren Anwendungen eingesetzt[20]. Darüber hinaus ergeben sich
seit Kurzem eine Reihe neuer Möglichkeiten für die CO2-Nutzung,
darunter verschiedene Wege für die Herstellung von Chemikalien (z. B.
Polymere, organische Säuren, Alkohole, Zucker) oder für die
Kraftstoffherstellung (z. B. Methanol, Biokraftstoffe aus Algen,
synthetisches Erdgas). Die meisten dieser Technologien befinden sich jedoch
noch in der Forschungs- und Entwicklungsphase. Zudem lassen sich aufgrund ihrer
besonderen Mechanismen für die vorübergehende oder dauerhafte CO2-Speicherung
noch keine gesicherten Aussagen über die Auswirkungen auf die Verringerung des
Kohlendioxidausstoßes treffen, und möglicherweise sind auch die dabei
eingesetzten CO2-Mengen zu gering. Unabhängig von ihrem Potenzial
für die Verringerung der CO2-Emissionen sind die verschiedenen Wege
der CO2-Nutzung jedoch mit einem unmittelbaren, kurzfristig
nutzbaren Einnahmenpotenzial verbunden. Kohlendioxid würde somit nicht mehr als
Abfallprodukt, sondern als Rohstoff betrachtet, was auch dazu beitragen könnte,
die öffentliche Akzeptanz von CCS zu verbessern. Eine verbesserte Öl- (und in einigen Fällen
Gas-) Gewinnung („Enhanced Oil Recovery“, EOR) kann dagegen dazu beitragen, erhebliche
Mengen an CO2 zu speichern und gleichzeitig die Ölförderung um
durchschnittlich 13 %[21]
zu erhöhen, was mit einem erheblichen wirtschaftlichen Wert verbunden ist.
Zudem bieten sich Öl- und Gaslagerstätten aus mehreren Gründen für die CO2-Speicherung
an. Erstens ist das ursprünglich dort in Einschlüssen lagernde Öl und Gas nicht
ausgetreten, was zeigt, dass diese Lagerstätten als sicher und zuverlässig
gelten können, sofern ihre Struktur nicht durch die Explorations- und
Förderverfahren Schaden genommen hat. Zweitens wurden die geologische Struktur
und physischen Eigenschaften der meisten Öl- und Gasfelder umfassend untersucht
und charakterisiert. Drittens existieren in der Öl- und Gasindustrie
umfangreiche Kenntnisse über die geologischen und sonstigen Eigenschaften
vorhandener Felder, so dass Bewegungen, das Verdrängungsverhalten und der
Einschluss von Gasen und Flüssigkeiten vorhergesagt werden können. Dennoch ist
es auch hier unabdingbar, das Vorsorgeprinzip anzuwenden, wie die Europäische
Umweltagentur kürzlich in dem Bericht „Late lessons from early warnings“ (2013)[22] betonte. Zudem ist das
EOR-Potenzial in Europa nur begrenzt[23].
2.4.Kostenwettbewerbsfähigkeit
von CCS
Weltweit werden derzeit über 20 CCS-Projekte
im Demonstrationsmaßstab erfolgreich durchgeführt, davon zwei in Europa
(Norwegen)[24].
Dabei handelt es sich überwiegend um Industrieanwendungen, wie die Öl- und
Gasverarbeitung oder die Herstellung von Chemikalien, bei denen CO2
aus kommerziellen Gründen abgeschieden wird. Acht dieser Projekte verfügen über
eine vollständige CCS-Kette (Abscheidung, Transport und Speicherung), wobei
fünf aufgrund einer verbesserten Ölgewinnung wirtschaftlich betrieben werden,
da das CO2 zur Verbesserung der Rohölgewinnung dient (weitere
Einzelheiten zu diesen Projekten enthält Anhang 1). Dem Energiefahrplan 2050 der Kommission sowie
den Einschätzungen der IEA[25]
zufolge ist davon auszugehen, dass sich CCS zu einer wettbewerbsfähigen
Brückentechnologie für den Übergang zu einer Wirtschaft mit geringen CO2-Emissionen
entwickelt. Die Kostenschätzungen für CCS variieren in Abhängigkeit vom
Brennstoff, der Technologie und der Art der Speicherung, liegen derzeit jedoch
meist im Bereich zwischen 30 EUR und 100 EUR je gespeicherter Tonne
CO2. In ihrem Papier „Cost and Performance of Carbon Dioxide
Capture from Power Generation“ (Fundstelle siehe Fußnote 29), das auf
vorhandenen ingenieurtechnischen Studien beruht, geht die IEA davon aus, dass
die Kosten von CCS bei Kohlekraftwerken ca. 40 EUR je vermiedener Tonne CO2[26] und bei Gaskraftwerken ca. 80 EUR
je vermiedener Tonne CO2 betragen. Zudem sind Transport- und
Speicherkosten zu berücksichtigen. Allerdings werden die Kosten in Zukunft
voraussichtlich zurückgehen. Nach Einschätzungen der Gemeinsamen
Forschungsstelle[27]
ist davon auszugehen, dass CCS-Kohle- oder -Erdgaskraftwerke der ersten
Generation wesentlich teurer sind als ähnliche konventionelle Anlagen ohne CCS. Nach der Errichtung der ersten CCS-Kraftwerke dürften die
Kosten jedoch infolge von FuE-Tätigkeiten und Skaleneffekten sinken. Angesichts der dauerhaft hohen Ölpreise könnte
CCS in einigen Fällen in der Öl- und Gasförderindustrie kostenwettbewerbsfähig
werden, da dort die Gewinnmargen erheblich höher sind als bei der
Stromerzeugung oder in anderen Sektoren, die am Verbrauch oder an der
Versorgung mit fossilen Brennstoffen beteiligt sind. Dies zeigen die einzigen
beiden großmaßstäblichen CCS-Projekte, die derzeit in Europa durchgeführt
werden. Diese befinden sich in Norwegen, wo Öl- und Gasproduzenten eine Steuer
von rund 25 EUR je emittierter Tonne CO2 zu entrichten haben[28]. Diese Steuer, die nur auf die
Gas- und Ölförderung auf dem Festlandsockel erhoben wird, hat dazu geführt,
dass CCS im Rahmen der Projekte Snøhvit und Sleipner heute kommerziell zum
Einsatz kommt (weitere Einzelheiten in Anhang I).
2.5.Kostenwettbewerbsfähigkeit
einer CCS-Nachrüstung vorhandener Anlagen
Wenn sich die weltweite Zunahme der Zahl mit
fossilen Brennstoffen befeuerter Kraftwerke nicht umkehrt, ist eine Nachrüstung
mit CCS unabdingbar, um die weltweite Klimaerwärmung auf unter 2 °C zu
begrenzen. Das „International Panel on Climate Change“ (IPCC)[29] stellte jedoch Folgendes fest:
„Eine Nachrüstung vorhandener Anlagen mit Technologien zur CO2-Abscheidung
ist voraussichtlich mit höheren Kosten und einer wesentlich geringeren
Gesamteffizienz verbunden als die Ausrüstung neu gebauter Kraftwerke. Die
zusätzlichen Kosten der Nachrüstung könnten im Falle relativ neuer und
hocheffizienter vorhandener Anlagen oder bei umfangreichen Modernisierungen
oder Umbauten von Anlagen geringer sein.“ Dieses Ergebnis wurde auch bei
den meisten nachfolgenden Studien bestätigt. Die höheren Kosten sind im
Wesentlichen auf folgende Faktoren zurückzuführen: ·
höhere Investitionskosten, da eine Anpassung an CCS aufgrund der vorhandenen
Anlagenkonfiguration und Platzbeschränkungen schwieriger sein könnte als bei
Neubauten; ·
kürzere Lebensdauer, da
das Kraftwerk bereits betrieben wird, so dass sich die Investitionen in die
Nachrüstung mit CCS innerhalb eines kürzeren Zeitraums amortisieren müssen als
bei Neubauten; ·
Abstriche bei der Effizienz, da es schwierig ist, CCS optimal zu integrieren, um die
Energieeffizienz des Abscheidungsprozesses zu optimieren, was ein schlechteres
Ergebnis zur Folge haben kann; ·
Betriebsausfallkosten,
da die nachzurüstende Anlage während der Bauarbeiten außer Betrieb genommen
werden müsste. Um anlagenspezifische Beschränkungen und somit
auch die Kosten zu minimieren, wurde vorgeschlagen, verbindlich vorzuschreiben,
dass neue Anlagen „CCS-fähig“ [30]
sein müssen, so dass ein weiterer „Lock-in“ von CO2-Emissionen bei
neuen Anlagen[31]
vermieden wird. Gemäß Artikel 33 der CCS-Richtlinie
müssen die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass die Betreiber aller Kraftwerke
mit einer elektrischen Nennleistung von mindestens 300 MW geprüft haben,
ob folgende Bedingungen erfüllt sind: 1. Verfügbarkeit geeigneter
Speicherstätten, 2. technische und wirtschaftliche Realisierbarkeit der
Transportanlagen sowie 3. technische und wirtschaftliche Realisierbarkeit
der Nachrüstung für die CO2-Abscheidung[32]. In diesem Fall müssen die
zuständigen Behörden dafür sorgen, dass auf dem Betriebsgelände ausreichend
Raum für die Einrichtungen zur CO2-Abscheidung und ‑Kompression
vorgehalten wird. Die Zahl der Anlagen, die bereits als „CCS-fähig“ gelten, ist
jedoch sehr gering. Die Maßnahmen der Mitgliedstaaten zur
Sicherstellung der Umsetzung des Artikels 33 der CCS-Richtlinie sind auch
Gegenstand der anstehenden Analyse zur Umsetzung und Durchführung der
Richtlinie in den Mitgliedstaaten.
3.
Stand der CCS-Demonstration in Europa und Analyse
der zu schließenden Lücken
Die Bedeutung von CCS für einen künftigen
Energiemix mit geringen CO2-Emissionen ist anerkannt. Dies ist unter
anderem das Ergebnis der Bemühungen der Europäischen Union, den entscheidenden
Schritt von der Phase der CCS-Forschungs-Pilotprojekte zu großtechnischen
Demonstrationsprojekten zu unternehmen[33],
um Kosten zu senken, die Sicherheit der geologischen Speicherung von
Kohlendioxid (CO2) nachzuweisen, übertragbares Wissen über das Potenzial
von CCS zu generieren und die Risiken für Investoren zu verringern. Trotz erheblicher Anstrengungen, in der EU die
Führung bei der CCS-Entwicklung zu übernehmen, wird von den acht
großtechnischen[34]
Demonstrationsprojekten mit einer vollständigen CCS-Kette (Abscheidung,
Transport und Speicherung, siehe Anhang I) kein einziges in der EU
durchgeführt, und selbst die vielversprechendsten EU-Projekte weisen aus den
nachstehend aufgeführten Gründen erhebliche Verzögerungen auf.
3.1.Fehlende
wirtschaftliche Perspektive
Da die derzeitigen EHS-Preise weit unter 40 EUR/t CO2
liegen, sehen Wirtschaftsteilnehmer ohne sonstige rechtliche Beschränkungen
oder Anreize keinen Grund, in CCS zu investieren. Als die Kommission 2008 das
Klima- und Energiepaket vorlegte, erreichten die CO2-Preise
zeitweise Spitzenwerte von 30 EUR. So wurde erwartet, dass bei der
Umsetzung der Ziele im Rahmen des Klima- und Energiepakets bis 2020 dasselbe
Preisniveau erreicht würde und die Preise danach weiter ansteigen würden.
Allerdings wurde eingeräumt, dass dies möglicherweise nicht einmal ausreichen
würde, um Demonstrationsanlagen in Betrieb nehmen zu können. Neben der
Schaffung des Rechtsrahmens (CCS-Richtlinie) wurde deshalb das
Finanzierungsprogramm NER300 aufgelegt, um die großtechnische CCS-Demonstration
sowie innovative Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien zu fördern und
das Europäische Energieprogramm zur Konjunkturbelebung (EEPR) zu ergänzen,
wobei sechs CCS-Demonstrationsprojekte in Erwägung gezogen wurden. Bei einem CO2-Preis
von 30 EUR hätte die Unterstützung insgesamt 9 Mrd. EUR betragen
können. Es wurde erwartet, dass der Anreiz durch den CO2-Preis in
Verbindung mit zusätzlicher finanzieller Unterstützung im Rahmen der Programme
NER300 und EEPR ausreichen würde, um den Bau einer Reihe von
CCS-Demonstrationsanlagen in der EU sicherzustellen. Heute, da die CO2-Preise näher bei 5 EUR
liegen und die Einnahmen aus dem Programm NER3000 deutlich geringer sind als
ursprünglich erwartet, ist klar, dass für Wirtschaftsteilnehmer kein Grund
besteht, in CCS-Demonstrationsanlagen zu investieren, da die zusätzlichen
Investitions- und Betriebskosten nicht durch die Einnahmen aufgrund der
verringerten Emissionen und der damit verbundenen geringeren Ausgaben für
EHS-Zertifikate gedeckt werden können. Die abgeschlossenen „Front End Engineering
Studies“ (FEED) für die CCS-Vorhaben zeigen, dass die anfänglichen
Kostenschätzungen für die mit CCS verbundenen Kapitalkosten realistisch waren.
Die wirtschaftlichen Aussichten haben sich jedoch seit 2009 erheblich
verschlechtert, da der CO2-Preis im Rahmen des EHS infolge der
Wirtschaftskrise gefallen ist. Bei den meisten Projekten beruhten die
Berechnungen auf einem CO2-Preis von mindestens 20 EUR je
Tonne. Unter der Annahme einer 10-jährigen Betriebsdauer (entsprechend den
Anforderungen im Rahmen von NER300) sowie der Speicherung von 1 Mio.
Tonnen CO2 pro Jahr hat ein Preisunterschied von 10 EUR je
Tonne CO2 zusätzliche Betriebskosten von ca. 100 Mio. EUR zur
Folge. Im Vergleich zu einem Preis von 30 EUR, der zum Zeitpunkt der
Vorlage des Klima- und Energiepakets erwartet wurde, entstehen somit
zusätzliche Kosten von bis zu 200 Mio. EUR. Diese zusätzlichen Kosten müssten derzeit
entweder von der Industrie oder mit öffentlichen Mitteln gedeckt werden. Eine
verbesserte Ölgewinnung (EOR) kann bei einigen Projekten zur Deckung des
Finanzbedarfs beitragen, doch anders als in den USA und China hat sich EOR
bisher nicht als Motor für die CCS-Einführung in Europa erwiesen. Obwohl die
Industrie 2008 erklärte, dass sie bereit sei, mehr als 12 Mrd. EUR in CCS
zu investieren, hat sie bisher keine entsprechenden Mittelbindungen
vorgenommen. Tatsächlich begrenzt die Industrie ihren Beitrag heute bei den
meisten Projekten auf etwa 10 % der zusätzlichen Kosten für CCS. Auch auf
der Ebene der Mitgliedstaaten unterscheiden sich die finanziellen und
politischen Gegebenheiten heute deutlich von denen des Jahres 2008. Angesichts der derzeitigen Wirtschaftslage,
des strukturellen Überschusses im EHS von rund 2 Mrd. Zertifikaten, der
daraus resultierenden dauerhaft niedrigen CO2-Preise und der unter
den Erwartungen liegenden Finanzmittel aus dem Programm NER300 bestehen trotz
der zusätzlichen Mittel aus dem Europäischen Programm zur Konjunkturbelebung,
in dessen Rahmen der CCS-Demonstration ca. 1 Mrd. EUR zugewiesen
wurden[35],
für die Industrie keine Anreize für eine wirtschaftliche CCS-Demonstration, was
deren Potenzial für die großmaßstäbliche Einführung schmälert. Ohne eine
politische Strategie, mit der die Wirtschaftlichkeit von CCS sichergestellt
oder ihre Einführung verbindlich vorgeschrieben wird, dürfte sich die Industrie
daher nicht um eine großmaßstäbliche Einführung von CCS bemühen. Dies wurde kürzlich auch bei der Entscheidung
über den Zuschlag im Rahmen der ersten Aufforderung zur Einreichung von
Vorschlägen für das Programm NER300 hervorgehoben[36]. Ursprünglich bestand das Ziel
darin, acht großtechnische CCS-Demonstrationsvorhaben sowie 34 innovative
Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien zu fördern. Auf die Aufforderungen
im Rahmen des Programms NER300 hin wurden 13 CCS-Projekte aus insgesamt
sieben Mitgliedstaaten eingereicht, wobei zwei Vorhaben industrielle
Anwendungen und elf die Stromerzeugung betrafen. Drei Vorschläge wurden im
Laufe des Verfahrens wieder zurückgezogen. Bis Juli 2012 hatte die
Kommission acht CCS-Projekte sowie zwei Reserve-Projekte in die engere Auswahl
gezogen[37].
Am Ende wurde jedoch kein einziges CCS-Projekt gefördert, da die
Mitgliedstaaten in der letzten Phase keine endgültige Bestätigung abgeben
konnten. Gründe hierfür waren unter anderem fehlende Mittel für den nationalen
und/oder privaten Finanzierungsbeitrag[38],
aber auch Verzögerungen bei den Genehmigungsverfahren sowie in einem Fall ein
laufendes nationales Finanzierungsverfahren, das es dem betreffenden
Mitgliedstaat unmöglich machte, die erforderliche Bestätigung gemäß dem NER300-Beschluss
abzugeben. Für die meisten CCS-Projekte wurden im Rahmen
des Programms NER300 Mittel von weit über 337 Mio. EUR beantragt (auf
diese Höhe wurde die Finanzierungsobergrenze aufgrund der Einnahmen durch
NER-Zertifikate festgesetzt). Für die Hälfte aller CCS-Projekte wurde sogar
ein NER300-Beitrag von mehr als 500 Mio. EUR beantragt. Die unter den
Erwartungen liegende Finanzierungsobergrenze erhöhte den Druck auf die
Mitgliedstaaten und privaten Betreiber, die verbleibende Lücke zu schließen.
Selbst bei den Projekten, bei denen die Finanzierungsanträge im Rahmen von NER300
nur leicht über der Finanzierungsobergrenze lagen, stellte die Finanzierungslücke
eine wesentliche Herausforderung sowie ein entscheidendes Hindernis für die
Abgabe einer Bestätigung dar. Zu beachten ist auch, dass private Betreiber,
die Anträge im Rahmen des Programms NER300 einreichten, wenig bereit schienen,
selbst Kosten zu übernehmen. So reichten die meisten CCS-Betreiber Projekte
ein, die sich fast vollständig auf eine öffentliche Finanzierung stützen
sollten, während andere vorschlugen, nur einen relativ geringen Anteil selbst
zu übernehmen. Es scheint daher, dass der private Sektor von einer weitgehend
öffentlich finanzierten CCS-Entwicklung ausgeht, solange er einen niedrigen CO2-Preis
erwartet, was wiederum die bestehenden Herausforderungen in diesem Sektor
belegt. Sowohl Energieversorger, die fossile
Brennstoffe als Rohstoffe nutzen, als auch die Anbieter fossiler Brennstoffe
sollten jedoch im Hinblick auf ihre künftigen wirtschaftlichen Aussichten ein
starkes Interesse an einer erfolgreichen Entwicklung von CCS haben, denn ohne
CCS sehen sie einer unsicheren Zukunft entgegen.
3.2.Kenntnisse
und Akzeptanz in der Öffentlichkeit
Einige Vorhaben, die mit einer Speicherung an
Land verbunden wären, stoßen auf starken öffentlichen Widerstand. Dies gilt
insbesondere für Projekte in Polen und in Deutschland. In Deutschland waren die
Verzögerungen bei der Umsetzung der CCS-Richtlinie vor allem auf die mangelnde
öffentliche Akzeptanz zurückzuführen. Dem EEPR-geförderten Projekt in Spanien
gelang es dagegen nach einer speziellen Informations- und
Sensibilisierungskampagne, die Bedenken der Öffentlichkeit zu beseitigen. Auch
Projekte mit einer geplanten Offshore-Speicherung im Vereinigten Königreich,
den Niederlanden und Italien sind inzwischen gesellschaftlich akzeptiert. Eine
aktuelle Eurobarometer-Umfrage[39]
ergab, dass die Bevölkerung in Europa nur wenig über CCS und ihren potenziellen
Beitrag zur Bekämpfung des Klimawandels weiß. Wer jedoch informiert ist,
tendiert eher dazu, die Technologie zu unterstützen. Dies zeigt deutlich, dass
mehr getan werden muss, damit CCS in den Diskussionen über die Bemühungen
Europas und der Mitgliedstaaten zur Bekämpfung des Klimawandels stärker
sichtbar wird, dass potenzielle Risiken für Gesundheit und Umwelt (aufgrund
eines möglichen Austritts des gespeicherten CO2) weiter abgeklärt
werden müssen und dass ohne eine vorherige Prüfung nicht von einer öffentlichen
Akzeptanz ausgegangen werden kann.
3.3.Rechtsrahmen
Die CCS-Richtlinie bietet einen umfassenden
Rechtsrahmen für Abscheidung, Transport und Speicherung von CO2. Bis
zum Ende der Umsetzungsfrist im Juni 2011 hatten nur wenige
Mitgliedstaaten die vollständige oder teilweise Umsetzung gemeldet. Dies hat
sich jedoch inzwischen wesentlich gebessert, und derzeit hat nur ein
Mitgliedstaat der Kommission noch keine Maßnahmen zur Umsetzung der Richtlinie
mitgeteilt. Während die meisten Mitgliedstaaten, in denen
CCS-Demonstrationsvorhaben vorgesehen sind, die Umsetzung der Richtlinie
abgeschlossen haben, entschieden sich einige Mitgliedstaaten, die Speicherung
von CO2 auf ihrem Hoheitsgebiet zu verbieten oder einzuschränken. Im Einzelnen wird dies auch im Rahmen der
Analyse zur Umsetzung und Durchführung der CCS-Richtlinie in den
Mitgliedstaaten behandelt.
3.4.CO2-Speicherung
und -Infrastruktur
Schätzungen im
Rahmen des EU-Projekts GeoCapacity[40]
zufolge entspricht die Gesamtkapazität für die Speicherung in geologischen
Formationen in Europa mehr als 300 Gigatonnen (Gt) CO2, während
konservative Schätzungen bei 117 Gt CO2 liegen. Die CO2-Emissionen
bei der Stromerzeugung und in Industrieverfahren belaufen sich in der EU
jährlich insgesamt auf rund 2,2 Gt, so dass selbst unter konservativen
Annahmen das gesamte abgeschiedene CO2 über Jahrzehnte hinweg
gespeichert werden könnte. Die Speicherkapazität in der Nordsee allein wird auf
über 200 Gt CO2 geschätzt. Es sollte daher weiter an einem
kohärenten Ansatz zur Nutzung dieser Kapazitäten gearbeitet werden. Wenngleich Europa
über ausreichende Speicherkapazitäten verfügt, sind nicht alle Lagerstätten
zugänglich oder nah genug am Ort der CO2-Emissionen gelegen. Es
bedarf somit einer grenzüberschreitenden Transportinfrastruktur, um CO2-Quellen
effizient mit den Lagerstätten zu verbinden. Die Kommission hat daher die CO2-Transportinfrastruktur
in ihren Vorschlag für eine Verordnung zu „Leitlinien für die transeuropäische
Energieinfrastruktur“ aufgenommen. Im Rahmen dieser Verordnung können
Infrastrukturprojekte für den CO2-Transport als Vorhaben von
gemeinsamem europäischen Interesse gelten und kommen somit für Fördermittel in
Betracht. Dennoch werden CO2-Lagerstätten zunächst in der Nähe der
Emissionen gesucht werden, so dass die Infrastruktur zuerst auf nationaler
Ebene aufgebaut werden muss. Die Mitgliedstaaten müssen daher Wege finden,
diesen nationalen Infrastrukturbedarf zu decken, damit anschließend
grenzüberschreitende Netze eingerichtet werden können.
3.5.Internationale
Zusammenarbeit
Der Klimawandel
lässt sich nur auf weltweiter Ebene erfolgreich bekämpfen. Pionierarbeit der EU
kann die erforderliche internationale Zusammenarbeit vorantreiben, doch es ist
politisch unabdingbar, Technologien zur Eindämmung des Klimawandels auch in
Ländern zu fördern, die diese Technologien benötigen, um die Emissionen ihrer
expandierenden Wirtschaft zu verringern. Dazu zählt zweifellos CCS, eine
Technologie, deren Markt außerhalb der EU viel größer sein dürfte als der
EU-weite Markt. So stieg der Kohleverbrauch in China 2010
beispielsweise um 10 %, so dass auf das Land nun 48 % des weltweiten
Kohleverbrauchs entfallen. Ein erheblicher Teil der Kohlekraftwerkskapazitäten
von 300 GW, die sich derzeit in China in der Planung oder im Bau befinden,
wird voraussichtlich auch 2050 noch betrieben werden. Außer wenn neue Anlagen
in China und weltweit mit CCS ausgerüstet und bestehende Anlagen nachgerüstet
werden können, ist ein großer Teil der weltweiten Emissionen der Jahre 2030 bis
2050 damit bereits unvermeidlich. Die Europäische Kommission steht daher in
einem aktiven Dialog mit Drittländern, einschließlich aufstrebender
Volkswirtschaften, und der Industrie. Ihr Ziel ist es, im Rahmen des Projektnetzes
für die CCS-Demonstration sowie durch ihre Mitgliedschaft im Carbon
Sequestration Leadership Forum (CSLF) und als Teilnehmerin des Global CCS
Institute (GCCSI) verstärkt zur Wissensverbreitung zwischen CCS-Projekten auf
internationaler Ebene beizutragen.
4.
Blick in die Zukunft
Die zweite Aufforderung zur Einreichung von
Vorschlägen im Rahmen des Programms NER300 im April 2013 bietet eine zweite
Chance für die europäische Industrie und die Mitgliedstaaten, die derzeitigen
Aussichten der CO2-Abscheidung und -Speicherung zu verbessern.
Angesichts der erheblichen Verzögerungen des CCS-Demonstrationsprogramms ist es
aber auch an der Zeit, die vom Europäischen Rat gesteckten Ziele zu überdenken
und unsere politischen Ambitionen und Instrumente neu auszurichten. Die Notwendigkeit, CCS im Hinblick auf eine
kommerzielle Nutzung in großem Maßstab zu demonstrieren und einzuführen, ist
nicht geringer geworden, sondern hat sich sogar noch verstärkt. Es liegt im
Interesse unserer längerfristigen Wettbewerbsfähigkeit, dass unsere
Stromerzeuger und unsere Industrie Erfahrung mit der Entwicklung von CCS bis
zur großtechnischen Einführung sammeln[41],
um Kosten zu senken, die sichere geologische Speicherung von CO2
nachzuweisen, übertragbares Wissen über das Potenzial von CCS zu generieren und
die mit diesen Technologien verbundenen Risiken für Investoren zu senken. CCS wird immer mit höheren Kosten und einem
größeren Aufwand verbunden sein als die Verbrennung fossiler Brennstoffe ohne
Emissionsminderung, so dass ein entsprechender Ausgleich erforderlich ist. Ein
solcher Ausgleich kann durch verschiedene politische Maßnahmen erfolgen.
Derzeit bietet das EHS durch den Kohlendioxidpreis direkte, wenngleich viel zu
geringe Anreize für den Einsatz von CCS. Zudem sind die Einnahmen aus der
Versteigerung von Kohlendioxidzertifikaten (im Rahmen des Programms NER300)
eine mögliche Finanzierungsquelle für CCS sowie für Projekte im Bereich der
erneuerbaren Energien. Die derzeitigen Erwartungen für den Preis von
CO2-Zertifikaten
liegen weit unter den Einschätzungen aus dem Jahr 2008, als im Rahmen des
Klima- und Energiepakets für 2020 Preise in einer Größenordnung von 30 EUR
projiziert wurden (Preise des Jahres 2005)[42]. Die heutigen Preissignale des EU-Emissionshandelssystems bieten keine Anreize,
von Kohle auf Gas umzusteigen, und erhöhen die Finanzierungskosten für
Investitionen in Technologien mit geringen CO2-Emissionen, da diese
sich mit den wahrgenommenen Risiken dieser Investitionen erhöhen. Eine Umfrage
unter 363 EHS-Betreibern in der EU hat ergeben, dass der Preis europäischer CO2-Zertifikate
in letzter Zeit für Investitionsentscheidungen an Bedeutung verloren hat[43]. Eine strukturelle EHS-Reform kann zu einem
Preisanstieg führen und dem Markt die Gewissheit bieten, dass das EHS auch langfristig
ein ausreichend starkes CO2-Preissignal aussenden wird, um die
Einführung von CCS voranzutreiben. Die Kommission hat daher in Verbindung mit
einer öffentlichen Konsultation mit der Erarbeitung eines Berichts über den CO2-Markt
begonnen, in dem eine Reihe von Möglichkeiten zur Erreichung dieses Ziels
geprüft werden. Um die CCS-Einführung ohne andere Anreize voranzutreiben, wäre
ein erheblicher EHS-Preisanstieg (von mindestens 40 EUR) bzw. die
Erwartung eines solchen Anstiegs erforderlich[44].
Die IEA hebt hervor, dass eine CCS-Strategie
die sich mit zunehmender Marktreife ändernden Anforderungen der Technologie
berücksichtigen muss. In der Frühphase sollten daher konkretere Maßnahmen
getroffen werden, an die sich neutralere Maßnahmen anschließen, um
sicherzustellen, dass CCS mit zunehmender Marktreife mit anderen Optionen zur
Emissionsminderung wettbewerbsfähig wird[45].
Unabhängig von den endgültigen Ergebnissen der Diskussionen über eine
Strukturreform des EHS ist es wichtig, dass die CCS-Einführung durch
aussagekräftige Demonstrationsprojekte angemessen vorbereitet wird. Daher
müssen politische Optionen erwogen werden, die im Hinblick auf eine weitere
Einführung und Verbreitung so bald wie möglich eine großmaßstäbliche
Demonstration ermöglichen. Im Klima- und Energiepaket wurde eingeräumt,
dass das vom CO2-Preis ausgehende Signal für die CCS-Demonstration
voraussichtlich nicht ausreichen wird. Zusätzliche Anreize waren daher über das
Programm NER300 und das EEPR-Finanzpaket sowie im CCS-Rechtsrahmen vorgesehen.
Das derzeitige EHS soll über die zweite Aufforderung im Rahmen von NER300
Vorhaben in den Bereichen CCS und erneuerbare Energien unterstützen. Eine
Erweiterung dieser Art der Finanzierung könnte auch für den Zeitraum bis 2030
erwogen werden. Eine solche Finanzierung könnte auf einige Ziele des SET-Plans
ausgerichtet werden und sich zudem explizit auf Innovationen in
energieintensiven Branchen konzentrieren, da CCS als Schlüsseltechnologie
sowohl bei der Stromerzeugung als auch in der Industrieproduktion zum Einsatz
kommen könnte. Da dies in Form eines Wettbewerbs erfolgt, werden zudem gleiche
Wettbewerbsbedingungen für alle EU-Unternehmen geschaffen, so dass ein
intelligenter Einsatz der begrenzten Mittel gewährleistet ist. Unter Berücksichtigung der Entwicklungen, die
in einer Reihe von Ländern geprüft und/oder umgesetzt wurden, könnten zudem
mehrere politische Optionen in Erwägung gezogen werden, die über die
derzeitigen Maßnahmen hinausgehen. Einige dieser Optionen werden nachstehend
kurz erläutert. Es ist klar, dass es notwendig ist,
Infrastrukturen, Erfahrung und Know-how im Bereich CCS durch Einleitung einer
begrenzten Zahl von CCS-Projekten auszubauen, auch wenn der CO2-Preis
nicht hoch genug ist. Maßnahmen zur Förderung der Demonstration könnten in
begrenztem Umfang erfolgen, so dass sich die Kosten für die Gesamtwirtschaft in
Grenzen halten, aber gleichzeitig die nötige Sicherheit für Investoren
geschaffen wird, damit die Technologie rasch eingeführt werden kann. Die
Demonstration würde auch mehr Klarheit hinsichtlich des künftigen Bedarfs an
CCS schaffen, insbesondere was die nähere und mittelfristige Zukunft angeht, in
der der CO2-Preis als Anreiz für Investitionen in CCS nicht
ausreichen wird. Über ein obligatorisches CCS-Zertifikatesystem
könnten CO2-Emissionsquellen (ab einer bestimmten Höhe) oder
Anbieter fossiler Brennstoffe verpflichtet werden, CCS-Zertifikate in Höhe
eines bestimmten Anteils ihrer Emissionen oder (im Falle von Anbietern fossiler
Brennstoffe) der mit Waren und Dienstleistungen verbundenen Emissionen zu
kaufen. Zertifikate könnten der Öl- und Gasindustrie zugeteilt werden, um
sicherzustellen, dass das in diesen Sektoren bereits vorhandene geologische
Wissen sowie die Erfahrung mit Öl- und Gasfeldern dazu beiträgt, die am besten
geeigneten Lagerstätten zu finden, einschließlich der Möglichkeit für eine
verbesserte Öl- und Gasgewinnung, soweit dadurch eine dauerhafte CO2-Speicherung
sichergestellt ist. Kasten 1:
Derzeit bestehende Verpflichtung zur Nutzung von CCS Die Stromversorger
des Bundesstaates Illinois in den USA sind verpflichtet, ab 2015 5 % ihres
Stroms von einem „sauberen“ Kohlekraftwerk zu beziehen, und dieser Anteil soll bis
2025 auf 25 % erhöht werden. Kraftwerke, die vor 2016 in Betrieb sind,
gelten als saubere Kohlekraftwerke, wenn mindestens 50 % der CO2-Emissionen
abgeschieden und gespeichert werden. Dieser Prozentsatz steigt auf 70 %
bei Kohlekraftwerken, die 2016 oder 2017 in Betrieb genommen werden sollen, und
danach auf 90 %. Ein solches System könnte zusammen mit dem EHS
betrieben werden, sofern sich die Menge der erforderlichen CCS-Zertifikate in
den EHS-Zertifikaten widerspiegelt, die dauerhaft vom Markt genommen werden
müssten (die Höhe der CO2-Verringerung durch CCS-Zertifikate ist
bekannt, so dass eine schnelle Integration mit dem EHS möglich wäre, wenn die
Zahl der EHS-Zertifikate in gleichem Umfang verringert wird). Mit einem solchen
System könnte bestimmt werden, in welchem Umfang CCS entwickelt und umgesetzt
werden muss. Bei gezieltem Einsatz könnten die Auswirkungen auf die
Funktionsweise des EHS begrenzt bleiben, und gleichzeitig könnte den
Unternehmen die erforderliche Flexibilität bei der Einhaltung der Obergrenze
geboten werden. Eine gezielte Lösung könnten auch
Emissionsstandards sein. Dabei könnten obligatorische Emissionsstandards
entweder nur für neue Investitionen oder für alle Emissionsquellen eines
Sektors eingeführt werden, um die Emissionen von Unternehmen oder Anlagen je
Produktionseinheit auf eine bestimmte Menge zu begrenzen. Kasten 2: Derzeit bestehende
Emissionsstandards Ein
Emissionsstandard wird gegenwärtig zur langfristigen Unterstützung der politischen
Strategien in Kalifornien angewandt, wo ein Standard für nicht handelbare
Emissionen von 500 g CO2/kWh für neue Kraftwerke eingeführt
wurde. Die USA ziehen darüber hinaus im Rahmen des von der US-Umweltbehörde EPA
vorgeschlagenen Clean Air Act die Einführung eines Emissionsstandards auf
Bundesebene in Betracht, wonach neue Kohlekraftwerke de facto CCS-fähig sein
und später nachgerüstet werden müssen. Dies wird dadurch sichergestellt, dass
der Emissionsstandard im 30-jährigen Durchschnitt erfüllt werden kann. Ein
weiteres Beispiel ist Norwegen, wo keine Gaskraftwerke ohne CCS mehr gebaut
werden dürfen. Emissionsstandards werfen eine Reihe
methodischer Fragen auf. Sie bieten keine Garantie, dass Anlagen mit CCS gebaut
werden, und könnten eher dazu führen, dass sich Investitionen den Standards
entsprechend auf Energiequellen mit geringeren CO2-Emissionen
verlagern. Bei konsequenter Umsetzung würde das System zudem de facto das CO2-Preissignal
des EHS als Anreiz zur Senkung der CO2-Emissionen ersetzen, ohne den
betroffenen Sektoren die mit dem EHS angestrebte Flexibilität zu bieten. Bei
der Einführung von Emissionsstandards müsste daher genauer geprüft werden, wie
sie sich auf das EHS und die betroffenen Sektoren auswirken würden[46]. Darüber hinaus müssen auch die nationalen
Regierungen ihren Teil zu den Demonstrationsvorhaben beitragen. So könnten die
Mitgliedstaaten beispielsweise Systeme einrichten, die eine Mindestrendite für
jede CCS-Investition gewährleisten, ähnlich wie Einspeiseentgelte heute oft
dazu dienen, die Demonstration und Marktdurchdringung erneuerbarer Energien
sicherzustellen. Sofern sie flexibel gestaltet werden, um Windfall Profits zu
unterbinden, und sich nur auf die Demonstration beschränken, könnten sich
solche Systeme als wirksam erweisen, ohne die Funktionsweise des EHS oder des
Binnenmarktes unangemessen zu beeinträchtigen.
5.
Schlussfolgerungen
Der Energiefahrplan 2050 sowie die weltweiten
Entwicklungen und Berichte[47]
zeigen, dass fossile Brennstoffe weltweit und in Europa weiterhin eine Rolle im
Energiemix spielen und in vielen Industrieverfahren zum Einsatz kommen werden.
CCS ist derzeit eine der verfügbaren Schlüsseltechnologien, die dazu beitragen
können, die CO2-Emissionen bei der Stromerzeugung zu verringern.
Damit dieses Potenzial umgesetzt werden kann, muss CCS kostenwettbewerbsfähig
werden, so dass die Technologie im großtechnischen Maßstab eingesetzt werden
und so in Europa zum Übergang zu einer Wirtschaft mit geringen CO2-Emissionen
beitragen kann. CCS steht jedoch gegenwärtig an einem
Scheideweg. Außerhalb der EU, wo die Technologie bei der
Gasverarbeitung bereits kommerziell genutzt wird und bis 2020 etwa 20
großtechnische Industrieprojekte im Betrieb sein dürften, wurden bereits alle
Aspekte von CCS demonstriert. Trotz großer Anstrengungen und einer erheblichen
Unterstützung durch die EU verzögert sich die großtechnische CCS-Demonstration
in der EU, und es sind Finanzierungslücken entstanden. So müssen die
Anstrengungen verstärkt werden, um zumindest die wenigen Projekte umzusetzen,
die bereits EU-Mittel erhalten haben. Verzögerungen beim Einsatz von CCS in
Kohle- und Gaskraftwerken haben voraussichtlich langfristig höhere Kosten bei
der Emissionsminderung im Stromerzeugungssektor zur Folge, insbesondere in den
Mitgliedstaaten, die sich stark auf fossile Brennstoffe stützen. Es sind schnelle politische Maßnahmen
erforderlich, um Investitionen in die CCS-Demonstration zu fördern und zu
prüfen, ob CO2-Infrastrukturen anschließend eingeführt und gebaut
werden können. Der erste Schritt besteht dabei darin, eine erfolgreiche
großtechnische Demonstration von CCS in Europa sicherzustellen, um die
technische und wirtschaftliche Tragfähigkeit von CCS als kostenwirksame Maßname
zur Minderung der Treibhausgasemissionen bei der Stromerzeugung und in der
Industrie nachzuweisen. CCS ist zudem längerfristig erforderlich, um
Emissionen in Industrien zu verringern, in denen Emissionen verfahrenstechnisch
unvermeidlich sind. Weitere Verzögerungen könnten letztlich dazu führen, dass
die europäische Industrie CCS-Technologien künftig aus Ländern außerhalb der EU
beziehen muss. Angesichts der vorstehend erläuterten komplexen
Zusammenhänge, der zum Energie- und Klimarahmen 2030 begonnenen Arbeiten und
der Notwendigkeit einer faktengestützten Debatte, die auch die entscheidenden
Faktoren für eine erfolgreiche CCS-Einführung umfasst, ruft die Kommission die
verschiedenen Interessenträger dazu auf, sich zur Rolle von CCS in Europa zu
äußern. Dazu erbittet sie insbesondere Antworten auf folgende Fragen: 1)
Sollten Mitgliedstaaten, die derzeit einen hohen
Kohle- und Gasanteil am Energiemix sowie in Industrieverfahren aufweisen, verpflichtet
werden – sofern sie dies nicht bereits getan haben –, a.
einen klaren Fahrplan für die Umstrukturierung des
Stromerzeugungssektors zugunsten von Energieträgern ohne CO2-Emissionen
(Kernenergie oder erneuerbare Energien) bis 2050 zu entwickeln, b.
eine nationale Strategie zur Vorbereitung der
Einführung der CCS-Technologie zu entwickeln? 2)
Wie sollte das EHS umstrukturiert werden, damit es
auch wirksame Anreize für die CCS-Einführung bieten kann? Sollte dies durch
Instrumente auf der Grundlage von Versteigerungseinnahmen ergänzt werden,
ähnlich wie dies im Rahmen des Programms NER300 der Fall ist? 3)
Sollte die Kommission weitere
Unterstützungsinstrumente vorschlagen oder folgende weitere politische
Maßnahmen erwägen, um den Weg für eine rasche Einführung zu bereiten: a.
Unterstützung durch die Verwendung von
Versteigerungserlösen oder andere Finanzierungsansätze[48], b.
einen Emissionsstandard, c.
ein CCS-Zertifikatesystem, d.
politische Maßnahmen anderer Art. 4)
Sollten Energieversorger künftig verpflichtet
werden, bei allen neuen Investitionen (Kohle- und möglicherweise auch
Gaskraftwerke) CCS-fähige Ausrüstung zu installieren, um die erforderliche
Nachrüstung mit CCS zu erleichtern? 5)
Sollten Anbieter fossiler Brennstoffe mit Hilfe
spezieller Maßnahmen, die eine zusätzliche Finanzierung sicherstellen, zur
CCS-Demonstration und –Einführung beitragen? 6)
Welche Haupthindernisse bestehen für eine
ausreichende CCS-Demonstration in der EU? 7)
Wie kann die öffentliche Akzeptanz der CO2-Abscheidung
und ‑Speicherung verbessert werden? Auf der Grundlage der Antworten auf diese
Konsultation und einer vollständigen Analyse der Umsetzung und Durchführung der
CCS-Richtlinie in den Mitgliedstaaten wird die Kommission prüfen, ob
gegebenenfalls im Rahmen des Energie- und Klimapakets 2030 Vorschläge
erarbeitet werden sollten. Anhang I – Großtechnische CCS-Projekte Derzeit im Betrieb befindliche CCS-Projekte[49]. Mit einem Stern
gekennzeichnete Projekte sind Vorhaben mit einer vollständigen CCS-Kette
(Abscheidung, Transport und Speicherung). Weitere Einzelheiten zur
Wirtschaftlichkeit finden sich unterhalb der Tabelle. Projektbezeichnung || Land || Art des Projekts || Branche || Maßstab || Status || Betriebsbeginn || Größe [Tonnen CO2/ Jahr] *Shute Creek || USA || Abscheidung, Speicherung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 1986 || 7 000 000 *Century Plant || USA || Abscheidung, Speicherung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 2010 || 5 000 000 *Great Plains Synfuels Plant || USA || Abscheidung || Kohleverflüssigung || groß || in Betrieb || 1984 (Anlage) CO2-Injektionen seit 2000 || 3 000 000 *Val Verde natural gas plants || USA || Abscheidung, Speicherung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 1972 || 1 300 000 *Sleipner West || Norwegen || Abscheidung, Speicherung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 1996 || 1 000 000 *In Salah || Algerien || Abscheidung, Speicherung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 2004 || 1 000 000 *Snøhvit || Norwegen || Abscheidung, Speicherung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 2008 || 700 000 *Enid Fertiliser Plant || USA || Abscheidung, Speicherung || chemische Produkte || mittel || in Betrieb || 2003 || 680 000 Mt. Simon Sandstone || USA || Speicherstätte || Biobrennstoff || mittel || in Betrieb || 2011 || 330 000 Searles Valley Minerals || USA || Abscheidung || Sonstiges || mittel || in Betrieb || 1976 || 270 000 Aonla urea plant || Indien || Abscheidung || chemische Produkte || groß || in Betrieb || 2006 || 150 000 Phulpur urea plant || Indien || Abscheidung || chemische Produkte || groß || in Betrieb || 2006 || 150 000 Husky Energy CO2 Capture and Liquefaction Project || Kanada || Abscheidung, Speicherung || Ethanol-Herstellung || groß || in Betrieb || 2012 || 100 000 CO2 Recovery Plant to Urea production in Abu Dhabi || Vereinigte Arabische Emirate || Abscheidung || chemische Produkte || groß || in Betrieb || 2009 || 100 000 Plant Barry CCS Demo || USA || Abscheidung, Speicherung || Kohlekraftwerk || groß || in Betrieb || 2011 || 100 000 Salt Creek EOR || USA || Abscheidung, Speicherung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 2003 || 100 000 SECARB - Cranfield and Citronelle || USA || Speicherung || || groß || in Betrieb || 2009 und 2012 || 100 000 Luzhou Natural Gas Chemicals || China || Abscheidung || chemische Produkte || groß || in Betrieb || || 50 000 Jagdishpur - India. Urea plant || Indien || Abscheidung || || groß || in Betrieb || 1988 || 50 000 Sumitomo Chemicals Plant - Chiba - Japan || Japan || Abscheidung || Öl- und Gasverarbeitung || groß || in Betrieb || 1994 || 50 000 Einzelheiten zu den acht kommerziell
betriebenen großtechnischen Projekten: Projekt || Geschäftsszenario Shute Creek || EOR (verbesserte Ölgewinnung). In der Gasverarbeitungsanlage Shute Creek von ExxonMobil in der Nähe von LaBarge, Wyoming, werden derzeit rund 7 Mio. Tonnen CO2 jährlich abgeschieden und für eine verbesserte Ölgewinnung genutzt. Century Plant || EOR (verbesserte Ölgewinnung). Derzeit werden im ersten Anlagenstrang rund 5 Mio. Tonnen CO2 jährlich abgeschieden. Dies dürfte sich auf rund 8,5 Mio. Tonnen jährlich erhöhen, wenn der derzeit in Bau befindliche zweite Strang in Betrieb genommen wird. Great Plains Synfuels Plant || EOR (verbesserte Ölgewinnung). Die Speicherung begann im Jahr 2000, und im Rahmen des Projekts werden weiterhin 3 Mio. Tonnen CO2 jährlich injiziert. Val Verde natural gas plants || EOR (verbesserte Ölgewinnung). In fünf getrennten Gasverarbeitungsanlagen im Gebiet Val Verde (Texas), USA, werden ca. 1,3 Mio. Tonnen CO2 jährlich für eine verbesserte Ölgewinnung im Ölfeld Sharon Ridge abgeschieden. Sleipner West || Nach den Spezifikationen für das verkaufte Erdgas (Qualität) muss der CO2-Gehalt des Gases weniger als 2,5 % betragen. Die CO2-Abscheidung ist aufgrund der auf dem norwegischen Festlandsockel erhobenen CO2-Steuer wirtschaftlich. In Salah || Nach den Spezifikationen für das verkaufte Erdgas (Qualität) muss der CO2-Gehalt des Gases weniger als 2,5 % betragen. Für das Projekt wurden CDM-Kredite beantragt. Snøhvit || Siehe Sleipner West Enid Fertiliser Plant || EOR (verbesserte Ölgewinnung). Bei der Herstellung von Düngemitteln muss CO2 entfernt werden. Das Gas wird nicht in die Atmosphäre abgeleitet, sondern in der Düngemittelanlage ENID abgeschieden und für eine verbesserte Ölgewinnung auf einem fast 200 km entfernten Ölfeld genutzt. Anhang II – Stand der großtechnischen
europäischen Demonstrationsprojekte im Rahmen des EEPR Im Rahmen des EEPR-Programms könnten sechs
CCS-Demonstrationsanlagen mit jeweils bis zu 180 Mio. EUR gefördert
werden. Für keines dieser Vorhaben wurden bisher jedoch endgültige
Investitionsentscheidungen getroffen. Die wichtigsten
Erfolge Das EEPR ermöglichte einen schnellen Start von
sechs Projekten (in Deutschland, dem Vereinigten Königreich, Italien, den
Niederlanden, Polen und Spanien). Für eines dieser Projekte (ROAD in NL) konnte
über das EEPR die Bereitstellung nationaler Mittel mobilisiert werden.
Hinsichtlich der Genehmigungen wurde im Rahmen des EEPR gezielt der Dialog und
die Zusammenarbeit mit den Behörden und der örtlichen Bevölkerung eingeleitet. Einige Projekte haben zudem die Strukturierung
der Durchführung der CCS-Richtlinie auf der Ebene der Mitgliedstaaten
unterstützt. Darüber hinaus haben die ausführlichen ingenieurtechnischen
Studien, die bisher durchgeführt wurden, den Versorgungsunternehmen
Erkenntnisse und Know-how zum künftigen Betrieb einer integrierten CCS-Anlage
vermittelt. Die Arbeiten zur Charakterisierung spezifischer geologischer
Speicherstätten führten außerdem zur Ermittlung geeigneter Standorte für die
dauerhafte und sichere Speicherung von CO2. Im CCS-Teilprogramm ist vorgesehen, dass im
Rahmen der Projekte Erfahrungen und beste Praktiken ausgetauscht werden müssen;
dies geschieht über das CCS-Projekt-Netzwerk. Dabei handelt es sich um das
erste Netz für den Wissensaustausch dieser Art weltweit, und die sechs
Mitglieder arbeiten unter anderem gemeinsam an der Erstellung eines Leitfadens
mit „bewährten Praktiken“, was eine ganz neue Form der Zusammenarbeit in einem
neuen Technologiebereich darstellt. Zudem veröffentlichte das Netz Berichte
über die im Rahmen der Projekte gewonnenen Erfahrungen mit der CO2-Speicherung,
der Beteiligung der Öffentlichkeit und den Genehmigungen. Es strebt darüber
hinaus eine führende Position bei der Entwicklung eines weltweiten Rahmens für
den Wissensaustausch an. Kritische Punkte Das CCS-Teilprogramm ist insgesamt mit
bedeutenden rechtlichen und wirtschaftlichen Unsicherheiten konfrontiert, die
seine erfolgreiche Durchführung gefährden könnten. Ein Gradmesser für die
fortbestehenden Schwierigkeiten ist die Tatsache, dass noch für keines der
Projekte die endgültige Investitionsentscheidung vorliegt. Die Erreichung
dieses Meilensteins verzögerte sich aus verschiedenen Gründen, u. a.
aufgrund der noch unvollständigen Genehmigungen, der noch nicht abgeschlossenen
Charakterisierung der Speicherstätten sowie der noch unvollständigen
finanziellen Struktur. Zudem macht der niedrige Kohlendioxidpreis im Rahmen des
Emissionshandelssystems (EHS) CCS auf kurze und mittlere Sicht wirtschaftlich
unattraktiv. Und schließlich wird es angesichts der aktuellen Wirtschaftslage
immer schwieriger, Finanzmittel für die Projekte zu mobilisieren. Anfang 2012 wurde das EEPR-Projekt in
Deutschland, Jänschwalde, eingestellt. Abgesehen davon, dass es großen
Widerstand in der Bevölkerung gegen die potenziellen Speicherstätten gab, kamen
die Projektträger zu dem Schluss, dass es aufgrund der erheblich verspäteten
Umsetzung der CCS-Richtlinie in Deutschland nicht möglich wäre, die
erforderlichen Genehmigungen für die CO2–Speicherung noch vor Ablauf
des Projekts zu erhalten. Zukunftsperspektiven Die restlichen fünf Projekte stehen
unterschiedlichen Herausforderungen gegenüber, die nachstehend kurz erläutert
werden: ·
ROAD (NL): Das Projekt
hat alle technischen und rechtlichen Vorarbeiten erfolgreich abgeschlossen.
Eine endgültige Investitionsentscheidung könnte daher jetzt getroffen werden.
Doch obwohl dies bereits seit Mitte 2012 der Fall ist, führte die
Verschlechterung der wirtschaftlichen Perspektive für CCS aufgrund der CO2-Preisprojektionen
zu einer Finanzierungslücke von 130 Mio. EUR, weshalb die Entscheidung
verschoben wurde. Eine endgültige Investitionsentscheidung wird erst getroffen, wenn
diese Lücke geschlossen ist. Gespräche mit zusätzlichen Investoren laufen. Mit
einer Entscheidung wird im zweiten oder dritten Quartal 2013 gerechnet. Das
integrierte CCS-Demonstrationsprojekt soll 2016 in Betrieb gehen. ·
Don Valley (UK): Die
kürzlich getroffene Entscheidung des Vereinigten Königreichs, das Projekt nicht
zu unterstützen, stellt einen schweren Rückschlag dar. Nach Konsultationen mit
ihren wichtigsten privaten Partnern und Investoren (darunter Samsung, BOC)
haben die Projektträger (2Co, National Grid Carbon) dennoch zugesagt, das
Projekt fortzusetzen, möglicherweise jedoch in kleinerem Umfang, wobei es auf
das geplante Programm „Contract for Difference“ (CfD), das am 29. November
2012 von der Regierung des Vereinigten Königreichs als Teil des Energiegesetzes
(„Energy Bill“) vorgeschlagen wurde, ausgerichtet werden soll. Die Kommission
spricht derzeit mit den Empfängern über einen Umstrukturierungsplan. Falls die Kommission dem
Plan zustimmt, könnte die endgültige Investitionsentscheidung 2015 fallen. ·
Porto Tolle (IT) ist
aufgrund des Widerrufs der Umweltgenehmigung für das Kraftwerk stark verzögert.
Im Mai 2013 werden die Projektträger die FEED-Studien abschließen. Die weiteren
Schritte werden davon abhängen, ob im zweiten Quartal ein wichtiger Meilenstein
erreicht werden kann, nämlich die Möglichkeit, die Genehmigungs- und
Finanzierungsrisiken deutlich zu verringern. ·
Das Projekt Compostilla (ES) wird die
Pilotphase im Laufe des Jahres 2013 erfolgreich abschließen, verfügt jedoch
nicht über die nötigen Finanzmittel für die Demonstrationsphase. Für die
nächste Phase wäre es darüber hinaus erforderlich, dass Spanien
Rechtsvorschriften für Planung und Bau des CO2-Transportkorridors
erlässt. ·
Belchatow (PL): Das
Projekt erhielt keine Mittel im Rahmen des Programms NER300 und weist eine
erhebliche Finanzierungslücke auf. Zudem muss Polen die CCS-Richtlinie noch
umsetzen und Rechtsvorschriften für Planung und Bau des CO2-Transportkorridors
erlassen. Vor diesem Hintergrund entschied der Projektträger, im März 2013 mit
der Beendigung des Vorhabens zu beginnen. [1] Nach
Schätzungen der Internationalen Energieagentur (IEA) in ihrem „World Energy
Outlook 2012“ werden 59 % der Zunahme des Energiebedarfs durch fossile
Energieträger gedeckt, so dass auf sie im Jahr 2035 ein Anteil von 75 % am
Energiemix entfällt. [2] IEA:
„World Energy Outlook 2012“, S. 23, und der von der Weltbank in Auftrag
gegebene Bericht „Turn down the heat“, abrufbar unter: http://www.worldbank.org/en/news/2012/11/18/new-report-examines-risks-of-degree-hotter-world-by-end-of-century.
[3] Nach Schätzungen der Kommission für das „Appriopriate global action
scenario“ wird CCS im Jahr 2030 bei 18 % der Stromerzeugung aus
fossilen Energieträgern angewandt. Dies zeigt die entscheidende Bedeutung
dieser Technologie für eine nachhaltige Verringerung der CO2-Emissionen,
weshalb eine großmaßstäbliche Demonstration so rasch wie möglich beginnen
sollte. Schätzung aus: „Towards a comprehensive climate
change agreement in Copenhagen. Extensive background information and analysis“,
Teil 1, abrufbar unter: http://ec.europa.eu/clima/policies/international/negotiations/future/docs/sec_2009_101_part1_en.pdf. [4] Der Übergang
zu einer Wirtschaft mit geringen CO2-Emissionen kann natürlich auch
durch mehr Energieeffizienz sowie durch die Nutzung erneuerbarer Energien und
sonstiger CO2-armer Energieträger erfolgen, doch im Falle einer
fortgesetzten oder sogar zunehmenden Nutzung fossiler Energieträger ist
CCS – als einzig verfügbare Option – unabdingbar. Etwa 60 % des
weltweiten Primärenergiebedarfs werden durch den Einsatz fossiler Brennstoffe
in ortsfesten Anlagen gedeckt. Weitere Möglichkeiten zur Verringerung der CO2-Emissionen
sind eine höhere Energieeffizienz, eine nachfrageseitige Steuerung sowie die
Nutzung anderer Energiequellen mit geringen CO2-Emissionen, darunter
erneuerbare Energien und die Kernenergie. [5] Ein
detaillierter Bericht über die Umsetzung der Richtlinie wird im Laufe des
Jahres 2013 veröffentlicht. [6] Im Rahmen
der ersten Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen für das Programm NER300
wurden keine CCS-Vorhaben ausgewählt. [7] Die
Prognosen für die CO2-Preise (20 bis 30 EUR pro Tonne)
haben sich jedoch nicht bewahrheitet, so dass sich die verfügbaren Mittel
erheblich verringerten und auch die wirtschaftlichen Aussichten von
CCS-Vorhaben verschlechterten. [8] Quelle:
„EU energy in figures, 2012 Pocketbook“, Europäische Kommission. [9] Die drei
größten Produzenten sind das Vereinigte Königreich mit 51,5 Mio. Tonnen
RÖE, die Niederlande mit 63,5 Mio. Tonnen RÖE und Deutschland mit 9,7 Mio.
Tonnen RÖE im Jahr 2010. Russland und Norwegen sind mit 22 % bzw. 19 %
der Gasversorgung die wichtigsten Lieferländer für die EU. [10] Eine
Analyse desselben Datensatzes sowie ein Vergleich des Steinkohleverbrauchs in
den ersten 5 Monaten 2010 mit demselben Zeitraum in den Jahren 2011 und 2012
zeigt eine Zunahme um 7 % zwischen 2010 und 2011 sowie eine weitere
Zunahme um 6 % zwischen 2011 und 2012. Der Braunkohleverbrauch erhöhte
sich im gleichen Zeitraum um 8 % bzw. 3 %. [11] Quelle:
Bericht der Kommission: Die Lage des CO2-Marktes in der EU im Jahr 2012. [12] Es bestehen jedoch wesentliche regionale Unterschiede in Europa.
Während der Anteil der Kohle am Stromerzeugungsmix in einigen Mitgliedstaaten
(z. B. Schweden, Frankreich, Spanien und Italien) weit unter 20 %
liegt, ist er in anderen Mitgliedstaaten wie z. B. Polen (88 %),
Griechenland (56 %), der Tschechischen Republik (56 %), Dänemark (49 %),
Bulgarien (49 %), Deutschland (42 %) und dem Vereinigten Königreich (28 %)
von erheblicher Bedeutung. Mit Ausnahme Dänemarks sind dies auch die
Mitgliedstaaten mit einer bedeutenden inländischen Kohleförderung. [13] Ähnlich wie bei Kohle gibt es auch hier wesentliche regionale
Unterschiede: In einigen Mitgliedstaaten spielt Gas bei der Stromerzeugung eine
wichtige Rolle, so etwa in Belgien (32 %), Irland (57 %), Spanien (36 %),
Italien (51 %), Lettland (36 %), Luxemburg (62 %), den
Niederlanden (63 %) und dem Vereinigten Königreich (44 %), während
der Gasanteil am Stromerzeugungsmix in vielen anderen Mitgliedstaaten
(Bulgarien, Tschechische Republik, Slowenien, Schweden, Frankreich, Zypern und
Malta) weniger als 5 % beträgt. [14] Dies bedeutet, dass das Kraftwerk meist (80 % der Zeit) betrieben
wird, während es erheblich seltener (10-20 % der Zeit) als
Ausgleichskapazität dient. [15]Nach EU-Umweltrecht (derzeitige Richtlinie über Großfeuerungsanlagen,
die in Bezug auf neue Anlagen ab 2013 sowie in Bezug auf bestehende Anlagen ab 2016
durch die Richtlinie über Industrieemissionen ersetzt wird) müssen Kraftwerke
abgeschaltet werden, wenn sie die erforderlichen Mindeststandards nicht
erfüllen. In diesen Richtlinien sind Mindeststandards hinsichtlich der Emissionen
(Emissionsgrenzwerte) aufgeführt, wobei vorgegeben wird, dass für die
Festlegung der Grenzwerte und anderer Betriebsbedingungen bei Genehmigungen
stets die besten verfügbaren Techniken („best available techniques“, BAT) als
Referenzwerte heranzuziehen sind. Die Kommission gibt regelmäßig in Form von
Durchführungsbeschlüssen Schlussfolgerungen zu den besten verfügbaren Techniken
für die von der Richtlinie über Industrieemissionen abgedeckten Tätigkeiten
heraus. In ihren Anwendungsbereich fällt auch die CO2-Abscheidung,
weshalb künftig auch in diesem Bereich BAT-Schlussfolgerungen erlassen werden. [16]
„Prospective scenarios on energy efficiency and CO2 emissions in the
EU iron & steel industry“, EUR 25543 EN, 2012; Moya & Pardo, „Potential
for improvements in energy efficiency and CO2 emission in the EU27
iron & steel industry“, Journal of cleaner production, 2013; „Energy
efficiency and CO2 emissions in the cement industry“, EUR 24592 EN, 2010;
Vatopoulos & Tzimas, „CCS in cement manufacturing process“, Journal of
Cleaner energy production, 32 (2012) 251. [17] Siehe
Veröffentlichungen der World Steel Association unter http://www.worldsteel.org. [18] Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des
Rates über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe, COM(2013) 18
final; Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament, den Rat, den
Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss und den Ausschuss der Regionen:
Saubere Energie für den Verkehr: Eine europäische Strategie für alternative
Kraftstoffe, COM(2013) 17 final. [19] „Energy
Technology Perspectives“, IEA 2012. [20] Quelle: „Carbon Dioxide Capture and Storage“,
Kapitel 7.3 - IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck,
Manuela Loos und Leo Meyer (Hrsg.). [21] Quelle: „Carbon
Dioxide Capture and Storage“, Kapitel 5.3.2 - IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade
Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos und Leo Meyer (Hrsg.). [22]
http://www.eea.europa.eu/publications/late-lessons-2/late-lessons-2-full-report. [23] Eine
Studie der Gemeinsamen Forschungsstelle zum EOR-Potenzial von CO2 in
der Nordsee hat ergeben, dass das Verfahren die europäische Erdölförderung zwar
wesentlich steigern und damit auch die Energieversorgungssicherheit verbessern
kann, dass sich die Verringerung der CO2-Emissionen aber auf
Kohlendioxidquellen in der Nähe von Ölfeldern beschränken würde. Das größte
Hindernis für die Umsetzung in Europa stellen die hohen Kosten der damit
verbundenen Offshore-Tätigkeiten dar, etwa aufgrund der erforderlichen
Änderungen an bestehenden Infrastrukturen und der ungünstigen geologischen
Bedingungen. [24] Quelle: CCS-Projektdatenbank von ZERO zur weltweiten Entwicklung und
Einführung von CCS (http://www.zeroco2.no/projects) und GSSCI,
„The Global Status of CCS: 2012 An overview of large-scale integrated CCS
projects“ (http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981).
[25] „World
Energy Outlook 2012“, IEA 2012, sowie „Cost and Performance of Carbon
Dioxide Capture from Power Generation“, Arbeitspapier der IEA, Ausgabe 2011,
abrufbar unter http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/costperf_ccs_powergen-1.pdf, und „A policy strategy for carbon capture and storage“,
Informationspapier der IEA, 2012. [26] Unter der
Annahme, dass das Kohlekraftwerk mit Kohlestaub befeuert wird und
Grundlaststrom erzeugt. Die Kosten entsprechen 55 USD (zugrunde gelegter
Wechselkurs: 1 EUR = 1,298 USD). Die Schätzung von 55 USD je Tonne
steht im Einklang mit den Schätzungen der European Technology Platform for Zero
Emission Fossil Fuel Power Plants, die von Kosten im Bereich von 30-40 EUR
je vermiedener Tonne CO2 ausgeht. Für Erdgas-CCS wäre ein CO2-Preis
von ca. 90 EUR je Tonne erforderlich. [27] Quelle: Gemeinsame Forschungsstelle (JRC): „The cost of CCS“, EUR 24125
EN, 2009. [28] Die
Steuer beträgt 0,47 NOK je Liter Öl und je Sm3 Gas. [29] IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela
Loos und Leo Meyer (Hrsg.). Cambridge University Press,
UK, S. 431, abrufbar unter: http://www.ipcc.ch/publications_and_data/publications_and_data_reports.shtml. [30]
„CCS-fähig“ bedeutet, dass die Anlage zu einem späteren Zeitpunkt mit
CCS-Technologie nachgerüstet werden kann. [31] Nach dem US-amerikanischen „Clean Air Act“ müssen neue Kohlekraftwerke
de facto „CCS-fähig“ sein (siehe auch Kasten 1), da der Emissionsstandard
im 30-jährigen Durchschnitt erfüllt werden kann. Die vorgeschlagene Regelung
ist abrufbar unter: http://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2012-04-13/pdf/2012-7820.pdf. [32] Die
Richtlinie über Großfeuerungsanlagen wurde durch diese Bestimmung geändert, die
nun als Artikel 36 in der Richtlinie über Industrieemissionen enthalten
ist. [33]
Integrierte vollständige Kette aus CO2-Abscheidung, -Transport und ‑Speicherung
mit einer Kapazität von mehr als 250 MWe bzw. mindestens 500 kt CO2/Jahr
bei Industrieanwendungen. [34] Alle acht
entsprechen mindestens einem 250-MW-Gaskraftwerk mit CCS, und drei haben eine
höhere Kapazität als ein 250-MW-Kohlekraftwerk mit CCS. [35] Einzelheiten zum Stand der sechs im Rahmen
des EU-Programms EEPR geförderten Demonstrationsvorhaben finden sich in Anhang
II. [36] Abrufbar
unter: http://ec.europa.eu/clima/news/docs/draft_award_decision_ner300_first_call_en.pdf.
[37]
Arbeitspapier der Kommissionsdienststellen: „NER300 - Moving towards a low carbon
economy and boosting innovation, growth and employment across the EU“. [38] Im Rahmen
des Programms NER300 werden 50 % der zusätzlichen Investitions- und
Betriebskosten von CCS-Anlagen gedeckt. Der Rest sollte durch Beiträge der
Privatwirtschaft oder andere öffentliche Mittel finanziert werden. [39] Abrufbar
unter: http://ec.europa.eu/public_opinion/archives/ebs/ebs_364_en.pdf.
[40] Weitere
Informationen: http://www.geology.cz/geocapacity. [41]
Integrierte vollständige Kette aus CO2-Abscheidung, -Transport und ‑Speicherung
mit einer Kapazität von mehr als 250 MWe bzw. (bei Industrieanwendungen)
von mindestens 500 kt CO2/Jahr. 42 Siehe
auch Abschnitt 4.3 des Arbeitspapiers der Kommissionsdienststellen zur
Funktionsweise des CO2-Marktes. [43] 38 %
der Befragten betrachten die langfristigen CO2-Preise als
entscheidenden Faktor, weitere 55 % als Einflussfaktor. Zum ersten Mal
seit 2009 hat sich der Anteil derjenigen, die die CO2-Preise
überhaupt nicht berücksichtigen, jedoch fast verdoppelt und lag in der Umfrage
des Jahres 2012 bei 7 % (Thomson Reuters Point Carbon, Carbon 2012, 21.
März 2012, http://www.pointcarbon.com/news/1.1804940).
[44] Es ist
nicht davon auszugehen, dass solche CO2-Preise in nächster Zukunft
erreicht werden, und daher auch nicht wahrscheinlich, dass die Industrie allein
auf der Grundlage des CO2-Preises verbindliche Zusagen für
angemessene Investitionen in CCS-Projekte abgeben wird. Dies wird weiter
verstärkt durch das Fehlen eines klaren politischen Rahmens sowie klarer
Anreize auf nationaler Ebene und durch den öffentlichen Widerstand, soweit
keine Gegenmaßnahmen auf europäischer und nationaler Ebene getroffen werden. [45] IEA (2012), „A Policy Strategy for Carbon
Capture and Storage“. [46] Siehe
z. B. http://ec.europa.eu/clima/policies/lowcarbon/ccs/docs/impacts_en.pdf.
[47] Dem
„World Energy Outlook 2012“ der IEA zufolge entfallen auf fossile Brennstoffe
heute 80 % des weltweiten Energieverbrauchs, und ihr Anteil wird 2035 im
Szenario „neue politische Maßnahmen“ 75 % betragen. [48] Unter
Berücksichtigung der Komplementarität mit dem Europäischen Struktur- und
Investitionsfonds (ESI) gemäß dem gemeinsamen Strategierahmen, der dem
Vorschlag der Kommission für eine Verordnung mit gemeinsamen Bestimmungen für
den ESI-Fonds beigefügt ist. [49] Quelle: CCS-Projektdatenbank von ZERO zur weltweiten Entwicklung und
Einführung von CCS (http://www.zeroco2.no/projects) sowie GSSCI, „The Global Status of CCS: 2012“,
Abschnitt 2.1: „An overview of large-scale integrated CCS projects“ (http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981).