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Jun 15, 2024

Die CO2-Abscheidung und -Speicherung steht endlich vor der Premiere

Eindämmung der Umweltverschmutzung Durch die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung können bis zu 90 Prozent der Kohlendioxidemissionen von Kraftwerken gesenkt werden. Mit mehr als einem Dutzend Fehlstarts muss die Technologie noch demonstriert werden

Die Umweltverschmutzung nimmt zu Die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung kann bis zu 90 Prozent der Kohlendioxidemissionen von Kraftwerken reduzieren. Mit mehr als einem Dutzend Fehlstarts muss die Technologie noch im kommerziellen Maßstab demonstriert werden. Zwei Projekte, die kurz vor der Fertigstellung stehen, könnten das bald ändern.

Nicole Rager Fuller

Von Beth Mole

22. August 2014 um 15:11 Uhr

Wie jedes andere Projekt scheiterte auch Jänschwalde.

Im Jahr 2008 sollte es zur weltweit größten Demonstration werden, wie sauber Kohle zur Stromerzeugung verbrannt werden kann. Die Modernisierung eines in die Jahre gekommenen Kraftwerks in Deutschland, Jänschwalde, sollte zum Vorbild einer Technologie werden, die den Kohlendioxidausstoß von Kraftwerken, die mit fossilen Brennstoffen betrieben werden – der weltweit größten Quelle von Treibhausgasemissionen – um bis zu 90 Prozent reduzieren kann. Die als Carbon Capture and Storage (CCS) bezeichnete Technologie sammelt die von Kraftwerken erzeugte, den Planeten erwärmende Kohlenstoffverschmutzung und entfernt sie dauerhaft aus dem Kreislauf. Da die Nutzung fossiler Brennstoffe weltweit stetig zunimmt und die Treibhausgasemissionen weiter in die Höhe schießen, birgt CCS ein enormes Potenzial, um die für das nächste Jahrhundert vorhergesagten schlimmen Klimaszenarien abzuwenden.

Doch wie mehr als ein Dutzend ähnlicher Projekte wurde Jänschwalde aufgegeben. CCS mit all seinem Potenzial geriet wieder in einen Zustand der Schwebe. Schon seit Jahren – lange bevor Jänschwalde scheiterte – hielten knappe Finanzierung und feindselige Politik CCS zurück. Trotz erfolgreicher Versuche und Pilotprojekte hat die vielversprechende Technologie immer noch keine groß angelegte Demonstration und keinen Halt in der Mainstream-Stromerzeugung.

„Das ist eine etwas traurige Geschichte“, sagt Wolfgang Rolland von Vattenfall, dem staatlichen schwedischen Energieversorger, der das Jänschwalde-Projekt betrieben hat. „Wir haben vier oder fünf Jahre verloren“, sagt Rolland, Leiter der Geschäftskommunikation der Bergbau- und Erzeugungseinheit von Vattenfall. „Andererseits ist keines unserer Probleme gelöst. Wir haben immer noch das Klima, wir haben immer noch die Welt, die den Einsatz von Kohle erhöht.“

In diesem Jahr könnte sich die Geschichte von CCS ändern. In Nordamerika stehen zwei Kraftwerke im kommerziellen Maßstab kurz davor, erstmals die CCS-Technologie in Betrieb zu nehmen. Beide befinden sich in der letzten Bauphase. Die Projekte, eines in Mississippi und das andere in Kanada, haben es bereits weiter gebracht als jedes andere Demonstrationsprojekt zur Kohlenstoffabscheidung bisher. Wenn die beiden Projekte in Betrieb gehen, könnten sie den Weg für andere mit CCS ausgestattete Anlagen auf der ganzen Welt ebnen, Emissionen senken und zur Bekämpfung des Klimawandels beitragen. Sollten die neuen Anlagen den Weg von Jänschwalde gehen, würde das weitere Jahre in der Schwebe für die Technologie bedeuten.

Die Besorgnis über diese Projekte breitet sich in der CCS-Community aus. Die spezifischen Technologien, die jedes Werk gewählt hat, lassen sich woanders möglicherweise nur schwer reproduzieren. Und beide Projekte waren mit finanziellen Schwierigkeiten und Verzögerungen konfrontiert, was möglicherweise einen beunruhigenden Präzedenzfall für zukünftige Anlagen darstellt.

Das Fachgebiet sei vorsichtig, sagt Howard Herzog, leitender Forschungsingenieur am MIT und Experte für CCS-Technologie. „Die Leute sind eher in einer abwartenden Haltung“, sagt Herzog. „Im Jahr 2008 herrschte viel Optimismus. Derzeit sind nicht viele neue Projekte in Planung.“

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Die Geschichte wird unter der Diashow fortgesetzt

Trotz der Ungewissheit über die Umsetzung funktioniert die Technologie hinter CCS. In einigen Fällen hat es jahrzehntelang funktioniert. Selbst ohne eine kommerzielle Einführung sind CCS-Wissenschaftler und -Ingenieure auf kostengünstigere und effizientere Methoden umgestiegen. Teile der Technologie sind in Umweltüberwachungssystemen sowie in der Lebensmittel- und Getränkeindustrie aufgetaucht, die das aus Kraftwerken gesammelte CO2 nutzen können. Mehr als ein Dutzend kleiner Versuche weltweit haben bewiesen, dass CCS die Emissionen von Kraftwerken senken und das eingefangene Gas sicher in Felsformationen tief unter der Erde speichern kann.

Bisher haben Wissenschaftler drei Methoden zur Abscheidung von Kohlenstoff aus Kraftwerken und anderen Emissionsquellen entwickelt: Oxyfuel-Verbrennung, Vorverbrennung und Nachverbrennung. Bei der Oxyfuel-Methode wird Kraftstoff nicht in Luft, sondern in reinem Sauerstoff verbrannt. Das Ergebnis ist, dass die Abgase hauptsächlich aus CO2 und Wasserdampf bestehen, die sich leicht trennen lassen. Bei der Vorverbrennung wird Kraftstoff in ein gasförmiges Gemisch aus CO2 und Wasserstoff umgewandelt. Anschließend werden die beiden Gase getrennt und das CO2 gesammelt, während der Wasserstoff zu einer Turbine geleitet wird. Bei der Nachverbrennung, der am weitesten verbreiteten Abscheidungsmethode, werden die bei der Kraftstoffverbrennung entstehenden Abgase durch große Silos geleitet, in denen das CO2 chemisch gereinigt wird. Nach der Abscheidung wird das CO2 zur Speicherung weitergeleitet.

Die Geschichte wird unter der Infografik fortgesetzt.

Kanadas Boundary Dam-Projekt wird auf Amine angewiesen sein, um CO2 aus den Rauchgasen des Kraftwerks zu entfernen. Bei der Säure-Base-Reaktion wird saures CO2 mithilfe einer alkalischen Flüssigkeit aufgenommen. Das Abkochen des Gases zur späteren Abscheidung kann jedoch energieintensiv sein.

Quelle: JD Figueroa et al/Int. J. Greenh. Gaskontrolle 2008; Bildnachweis: E. Otwell

„Die einzelnen technologischen Teile, die für CCS zusammenpassen, sind alle etabliert“, sagt CCS-Expertin Casie Davidson vom Pacific Northwest National Laboratory in Richland, Washington. Der einzige fehlende Schritt, sagt sie, „besteht darin, zu zeigen, wie die Technologien als Ganzes zusammenarbeiten.“ ganz."

Jänschwalde sollte diese Demonstration sein. Das 1,5-Milliarden-Euro-Projekt (rund 2 Milliarden US-Dollar) hätte ein altes, luftverschmutzendes Kohlekraftwerk in Deutschland sowohl mit Oxyfuel- als auch mit Postcombustion-Technologien auf Vordermann gebracht und seinen Betreibern die Möglichkeit gegeben, jedes Jahr etwa 1,7 Millionen Tonnen CO2 einzuschließen. Doch im Jahr 2011 gab Vattenfall angesichts öffentlicher Befürchtungen und langwieriger politischer Auseinandersetzungen Jänschwalde auf, bevor das Projekt überhaupt den Grundstein legte. Im Mai dieses Jahres gab Vattenfall seine Niederlage bekannt und gab alle Bemühungen im Bereich CCS auf.

Vattenfall befand die Technologie in einer Zwickmühle: Ohne eine CCS-Demonstration im Ausmaß von Jänschwalde sei die Technologie laut Kritikern nicht reif für die Hauptsendezeit oder staatlicher Anreize und öffentlicher Unterstützung wert. Und ohne diese Unterstützung ist der Aufbau einer großen Demonstration angesichts der finanziellen und regulatorischen Hindernisse schwierig. Das Dilemma spielte sich im vergangenen September in den Vereinigten Staaten ab, als die Environmental Protection Agency vorschlug, neue Kraftwerke für fossile Brennstoffe mit CCS-Technologie auszustatten. Energieversorger sträubten sich und behaupteten, dass der Einsatz der teuren, „unerprobten“ Technologie Kohlekraftwerke aus dem Geschäft drängen würde. Im Juni veröffentlichte die EPA Vorschriften zur Reduzierung der Kohlenstoffbelastung durch bestehende Kraftwerke, stellte jedoch keine Anforderungen für CCS.

Die Einführung neuer Technologien sei nicht einfach, sagt Ken Humphreys, CEO der FutureGen Industrial Alliance, die eines der wenigen umfassenden CCS-Projekte plant, die sich noch in der Pipeline befinden. „Es ist nicht besonders überraschend, dass weltweit von zehn angekündigten Projekten nur eines oder wenige in Bau gehen“, sagt er. FutureGen mit Sitz in Jacksonville, Illinois, plant, ein Kohlekraftwerk in Illinois mit Oxyfuel-Verbrennung nachzurüsten und es bis 2017 in Betrieb zu nehmen.

Das Potenzial von CCS zur Bekämpfung des Klimawandels macht den Kampf lohnenswert, sagt Humphreys. Die wissenschaftliche Gemeinschaft stimmt zu. In einem im April veröffentlichten Bericht hat der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen der Vereinten Nationen CCS in eine kleine Reihe sauberer Energielösungen aufgenommen, die seiner Meinung nach erforderlich sind, um einen Anstieg der globalen Temperaturen um 2 Grad Celsius über das vorindustrielle Niveau zu verhindern. Ohne eine weltweite Verdreifachung oder Vervierfachung der Nutzung dieser umweltfreundlicheren Energien wird der Klimawandel weiterhin Gemeinschaften auf der ganzen Welt gefährden, kam das IPCC zu dem Schluss. Zu den Risiken zählen Überschwemmungen, extreme Wetterbedingungen, Bedrohungen der landwirtschaftlichen Erträge und der Fischereiproduktion sowie die Ausbreitung krankheitsübertragender Organismen.

Unterdessen nehmen die Treibhausgasemissionen weiter zu. Die weltweiten CO2-Emissionen im Zusammenhang mit der Verbrennung fossiler Brennstoffe erreichten im Jahr 2011 etwa 31 Gigatonnen. Davon stammten 42 Prozent oder rund 13 Gigatonnen aus der Strom- und Wärmeerzeugung, so die Internationale Energieagentur, eine zwischenstaatliche Organisation. Seit 1990 haben sich die CO2-Emissionen dieses Sektors nahezu verdoppelt. Während CCS möglicherweise die Kohlenstoffemissionen bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe reduzieren könnte, ist Kohle ein offensichtliches erstes Ziel. Kohle setzt bei der Verbrennung mehr CO2 frei als jeder andere fossile Brennstoff und ist mit einem Anteil von rund 44 Prozent weltweit die größte Quelle energiebedingter CO2-Emissionen. Es wird erwartet, dass sein Anteil an den gesamten Emissionen des Energiesektors in den nächsten zwei Jahrzehnten zunehmen wird.

„Der IPCC-Bericht sagt, dass es schlimme Folgen geben wird“, sagt Herzog. Doch „das Ergebnis ist alles wie gehabt.“

Laut Rolland von Vattenfall liegt die beste Hoffnung auf etwas anderes als „Business as Usual“ im Schicksal der beiden nordamerikanischen CCS-Projekte: der Kemper County-Energieanlage in Mississippi und des Boundary Dam-Kraftwerks in Estevan, Kanada.

Dennoch fühlen sich nordamerikanische Wissenschaftler nicht als Spitzenreiter. „Wenn überhaupt, ist es seit 2009 bergab gegangen“, sagt der Chemieingenieur Gary Rochelle von der University of Texas in Austin. Rochelle ist auf Postcombustion Capture spezialisiert, die Technologie, die für die Boundary Dam-Anlage vorgesehen ist. Angesichts der langen Reihe gescheiterter CCS-Projekte befürchtet Rochelle, dass die Wissenschaft hinter CCS ins Stocken geraten ist, und andere befürchten, dass das Fachgebiet technische Talente verloren hat. Die grundlegende Methode zur Postcombustion-Abscheidung wurde in den 1930er Jahren patentiert.

Die Boundary Dam-Technologie läuft auf eine einfache Säure-Base-Reaktion hinaus, bei der eine Methode namens Aminwäsche zum Einsatz kommt. In einigen modernen Versionen wird das beim Verbrennen von Kohle entstehende Gas – normalerweise eine Mischung aus Sauerstoff, Wasserdampf, Stickstoff, CO2 und anderen Spurenschadstoffen wie Schwefeldioxid – durch einen 15 Meter hohen und 30 Meter breiten Zylinder geblasen verpackt mit Schichten aus eierkistenförmigem Material. Das Gas wird von unten eingeblasen, während von oben eine Aminlösung – eine alkalische Flüssigkeit – herabströmt. Die Lösung rieselt über die große Oberfläche, die durch die Rillen und Grate im Füllmaterial des Zylinders entsteht. Während das Amin nach unten tropft, nimmt es das saure CO2 auf, das nach oben wandert. Der nun von jeglichem CO2 befreite Auspuff strömt oben aus. Währenddessen sammelt sich die CO2-haltige Lösung am Boden des Zylinders, bevor sie in einen anderen riesigen Turm gesaugt wird. Dort wird die Mischung gekocht, wodurch ein Strom reinen CO2 zur Abscheidung freigesetzt wird.

In den letzten 80 Jahren haben Forscher schrittweise Verbesserungen vorgenommen – indem sie die besten Amine ausgewählt und Designs optimiert haben, um weniger Energie zu verbrauchen. Dennoch kann der Prozess etwa ein Viertel der Energieleistung einer Anlage erfordern, insbesondere um das CO2 im Stripping-Schritt abzukochen. „Wir machen weiterhin Fortschritte“, sagt Rochelle, „5 Prozent hier, 5 Prozent dort – evolutionäre Verbesserungen.“ Ohne eine umfassende Demonstration zum Optimieren und Perfektionieren sind diese Fortschritte akademischer Natur.

Obwohl Rochelle nicht am Projekt Boundary Dam beteiligt ist, beobachtet er es genau. Das Projekt könnte nicht nur zu einer der ersten groß angelegten CCS-Demonstrationen werden, sondern auch ein Modell dafür liefern, wie bestehende Kraftwerke mit einer Nachverbrennungswäsche ausgestattet werden können. Das 1,35-Milliarden-Dollar-Projekt des in Saskatchewan ansässigen Energieversorgers SaskPower umfasst die Nachrüstung eines Teils eines alten Kohlekraftwerks mit dieser Technologie. Das Unternehmen gibt an, dass die Anlage etwa 90 Prozent ihrer CO2-Emissionen oder 1 Million Tonnen CO2 pro Jahr auffangen wird, was ungefähr der gleichen jährlichen Reduzierung entspricht, als würde man 250.000 Autos von der Straße nehmen.

Das Projekt ist ins Stocken geraten. Ursprünglich war mit der Eröffnung im vergangenen April gerechnet worden. Im vergangenen Oktober kündigte SaskPower eine Verzögerung an und erhöhte das Projektbudget um 115 Millionen US-Dollar. Die in die Jahre gekommene Anlage benötigte unvorhergesehene Modernisierungen, darunter Stahlverstärkungen und die Entfernung von bleihaltiger Farbe. Auch die Arbeiten verlangsamten sich in diesem Monat, da der Energieversorger eine Pause einlegte, um 800 staatlich geschützte Frösche aus dem Gebiet um die Baustelle zu entfernen. Da mehr als 90 Prozent der Bauarbeiten abgeschlossen sind, plant SaskPower nun, das Werk noch in diesem Jahr zu eröffnen.

Die Rückschläge scheinen unbedeutend zu sein, wenn man sie mit denen vergleicht, die das von der Southern Company betriebene Kemper-Projekt in Mississippi erlitten hat. Die Eröffnung des 5,5-Milliarden-Dollar-Projekts war ursprünglich für Anfang 2014 geplant. Die Eröffnung wurde auf das erste Halbjahr 2015 verschoben, und die Budgetüberschreitungen belaufen sich auf mehr als 1,5 Milliarden US-Dollar. Verzögerungen und Kostenüberschreitungen sind nicht die einzigen Probleme, mit denen das Projekt konfrontiert ist.

Beim Kemper-Projekt kommt die Precombustion-Abscheidung zum Einsatz, bei der unverbrannte Kohle zunächst in Gas umgewandelt wird. Die Kohle wird pulverisiert, mit Sauerstoff und Dampf vermischt und dann in einem sogenannten Vergaser erhitzt. Der Prozess wandelt die Kohle in ein gasförmiges Gemisch um, das Wasserstoff und CO2 enthält. Um den Kohlenstoff zu sammeln, werden die Gase in ein Drucksilo geleitet, wo das CO2 auf ein flüssiges Lösungsmittel trifft. Anstelle einer chemischen Reaktion wie bei der Aminwäsche absorbiert das Lösungsmittel das CO2 physikalisch unter hohem Druck, ähnlich wie bei der Karbonisierung eines Getränks. Und so wie eine unverschlossene Flasche Limonade schließlich leer wird, kann das CO2 durch Druckabfall freigesetzt werden, was in einem angrenzenden Silo geschieht. Dort wird das CO2 gesammelt.

Bei Kemper wird erwartet, dass die Vorverbrennungsmethode etwa 65 Prozent der CO2-Emissionen des Werks einfängt. „Der ökologische Fußabdruck ist ungefähr der gleiche wie bei einer Erdgasanlage“, sagt Ingenieur Randall Rush, der die Vergasungstechnologiegruppe bei Southern Company leitet.

Obwohl Kemper viel sauberer sein wird als andere Kohlekraftwerke, besteht das Hauptziel der Southern Company nicht darin, CCS zu präsentieren. Stattdessen soll ein neuartiger, proprietärer Vergaser demonstriert werden. Tatsächlich war die staatliche Unterstützung, die Kemper in Form eines Zuschusses in Höhe von 270 Millionen US-Dollar vom Energieministerium erhalten hat, nicht Teil der mehr als 3 Milliarden US-Dollar, die das Ministerium zur Unterstützung von CCS ausgegeben hat; Es stammte aus einem 2-Milliarden-Dollar-Bundesfonds zur Demonstration einer Kohletechnologie, die die Stickstoff-, Quecksilber- und Schwefelverschmutzung reduziert. Der Vergaser von Kemper nutzt Braunkohle, eine Kohle minderer Qualität, effizient. Die feuchte, junge Kohle enthält weniger Energie und ist im Vergleich zu höherwertiger Kohle schmutziger zu verbrennen. Außerdem gibt es reichlich: Kemper liegt in der Nähe einer abbaubaren Reserve von mehr als 3,5 Milliarden Tonnen Braunkohle.

Obwohl Kemper kurz vor seinem Debüt steht, begeistert das Projekt CCS-Experten nicht. „Kemper ist ein sehr schlechtes Beispiel“, sagt der Chemieingenieur Stanley Santos, der für die Forschungs- und Entwicklungsgruppe für Treibhausgase der Internationalen Energieagentur arbeitet. Kempers massive Budgetüberschreitungen, Verzögerungen und sein Plan, weniger CO2 einzufangen als andere vorgeschlagene Projekte, machen es zu einem schlechten Beispiel für die Umsetzung von CCS, sagt er. Und Southern Company scheint Santos zuzustimmen. In einer öffentlichen Anhörung im Februar zu den von der EPA vorgeschlagenen Regeln zur Reduzierung der Kohlenstoffbelastung durch bestehende Kraftwerke sagte der Umweltdirektor des Energieunternehmens aus, dass Kemper nicht als Modell für CCS verwendet werden sollte, da die Technologie möglicherweise nicht für alle Kohlekraftwerke geeignet sei.

Als Vorbild für andere CCS-Projekte enden die Probleme nicht bei der Vorverbrennungstechnologie von Kemper. Auch die Speicherpläne bieten kein gutes Beispiel. Das Gleiche gilt für Grenzdämme. Im Idealfall würde der eingefangene Kohlenstoff komprimiert, in eine Pipeline gesaugt und zu einer Injektionsbohrung geleitet. Dort würde es Hunderte Meter unter der Erde vergraben, unter einer undurchlässigen Felskappe, wo das Gas auf unbestimmte Zeit gespeichert werden könnte.

Sowohl Kemper als auch Boundary Dam planen einen anderen Ansatz: Das abgeschiedene CO2 soll an Ölkonzerne verkauft werden. Diese Unternehmen werden das Gas nutzen, um zusätzliches Öl aus einem Feld auszuspülen und so die produktive Lebensdauer einer Quelle zu verlängern, indem sie in einem Prozess namens „Enhanced Oil Recovery“ zusätzliche Tropfen Erdöl ausstoßen. Obwohl der Verkauf von CO2 dazu beitragen kann, die Kosten von CCS auszugleichen, ist dies möglicherweise keine langfristige Lösung. Ölunternehmen neigen dazu, ihr CO2 zu recyceln und es immer wieder in Ölquellen zu leiten. Eine solche Wiederverwendung könnte die Menge des abgeschiedenen CO2, die sie kaufen, begrenzen.

Das im FutureGen-Projekt abgeschiedene CO2 wird in einem salzhaltigen Grundwasserleiter tief unter der Erde gespeichert. Simulationen von Gasinjektionen, die hier in Abständen von fünf und 70 Jahren gezeigt werden, offenbaren die vorhergesagte Bewegung der CO2-Fahne, während sie sich durch Poren und Risse ausbreitet, die den Grundwasserleiter durchdringen.

Bildnachweis: FutureGen Industrial Alliance

Obwohl diese Bedenken real sind, ist die Kohlenstoffspeicherung so weit fortgeschritten, dass diese Probleme vermieden werden können, sagt die Geowissenschaftlerin Sally Benson von der Stanford University, die sich seit den 1990er Jahren mit der geologischen Kohlenstoffspeicherung beschäftigt. „Wir haben im Grunde gerade eine enorme Menge gelernt, die es uns ermöglicht, Standorte auszuwählen, an denen das CO2 im Wesentlichen dauerhaft erhalten bleibt“, sagt sie.

Derzeit werden an verschiedenen Orten experimentelle CO2-Injektionen durchgeführt, um Wissenschaftlern dabei zu helfen, zu beobachten und vorherzusagen, wie sich das Gas im Untergrund verhält und mit dem umgebenden Gestein interagiert. Zunächst erstellen Forscher detaillierte Karten geologischer Formationen tief unter der Erde und prognostizieren weit in die Zukunft hinein, wie sich injiziertes CO2 im Laufe der Zeit in unterirdischen Schichten bewegen wird. Die meisten Injektionsversuche und Labormodelle konzentrierten sich auf salzhaltige Grundwasserleiter, Salzwasserspeicher in Sedimentgesteinsschichten wie Sandstein. Einige Forscher untersuchen jedoch CO2, das in poröse Schichten von Basalt, einem Vulkangestein, injiziert wird. Basalt verfügt über eine einzigartige Chemie, die es ihm ermöglicht, mit CO2 zu reagieren und feste Karbonatmineralien zu bilden, die Kohlenstoff auf unbestimmte Zeit einfangen.

Sobald das CO2 tatsächlich durch tiefe Bohrungen injiziert wird, dringt das Gas in die Gesteinsschicht ein, wo es durch winzige Poren und Risse ausströmen kann. Ingenieure versuchen, Injektionsstellen zu finden, die weit entfernt von geologischen Verwerfungen liegen und deutlich unter der Tiefe von Grundwasserleitern liegen, die für die Trinkwassergewinnung genutzt werden. Sie suchen auch nach Gebieten, in denen sich über dem Grundwasserleiter eine feste Gesteinsschicht befindet, die als natürliche Kappe fungieren kann, um zu verhindern, dass CO2 wieder aufsteigt. Während sich die CO2-Wolke durch eine Gesteinsschicht bewegt, können Wissenschaftler Daten sammeln und ihre Modelle kontinuierlich aktualisieren, um Vorhersagen zu verfeinern, sagt Benson.

Bisher wurde die CO2-Speicherung in den USA nur experimentell erprobt. Im März erteilte die EPA ihren allerersten Genehmigungsentwurf für den Bohrlochtyp, der für die langfristige CO2-Speicherung benötigt wird. Die sogenannte Klasse-VI-Genehmigung ging an FutureGen, die Gruppe, die das CCS-Projekt in Illinois plant, das 2017 eröffnet werden soll. Geplant ist, den Kohlenstoff in einem salzhaltigen Grundwasserleiter 48 Kilometer vom Kraftwerk entfernt und mehr als 1.200 Meter unter der Erde zu speichern . FutureGen arbeitete eng mit der EPA zusammen, um sorgfältige Pläne für die Injektion, Versiegelung und Überwachung der 1,1 Millionen Tonnen CO2 auszuarbeiten, die jedes Jahr gebunden werden sollen. „Unser Ziel ist es zu beweisen, dass es Standardtechnologien gibt“, sagt Tyler Gilmore, der leitende Geologe von FutureGen, der hofft, dass das Projekt ein Modell für CCS sein wird.

Wie so viele CCS-Projekte zuvor hat auch das 1,65-Milliarden-Dollar-Projekt von FutureGen einen guten Start hingelegt. Die FutureGen Industrial Alliance, eine gemeinnützige Organisation bestehend aus Bergbau- und Kohleunternehmen, hat daran gearbeitet, Verzögerungen zu vermeiden und die Kosten zu kontrollieren, indem sie Arbeitsverträge unterzeichnet und detaillierte Baupläne erstellt hat. Humphreys, der CEO, ist sich sicher, dass sich die Arbeit lohnt. Solange Kraftwerke fossile Brennstoffe verbrennen, werde die Kohlenstoffbelastung ein Problem sein, sagt er. „Ich bin äußerst zuversichtlich, dass die Technologie absolut notwendig ist.“

CCS ist weit draußen. Jetzt, sagt Humphreys, muss es nur noch die Ziellinie überqueren.

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Eine Version dieses Artikels erscheint in der Science News-Ausgabe vom 6. September 2014.

JJ Dooley et al. Vergleich bestehender Pipelinenetze mit der potenziellen Größe zukünftiger CO2-Pipelinenetze in den USA. Energie-Procedia. Bd. 1, Februar 2009, S. 1595. doi: 10.1016/j.egypro.2009.01.209.

GT Rochelle. Aminwäsche zur CO2-Abscheidung. Wissenschaft. Bd. 325, 25. September 2009, S. 1652. doi: 10.1126/science.1176731.

JD Figueroa et al. Fortschritte in der CO2-Abscheidungstechnologie – das Kohlenstoffsequestrierungsprogramm des US-Energieministeriums. Internationale Zeitschrift für Treibhausgaskontrolle. Bd. 2, Januar 2008, S. 9. doi: 10.1016/S1750-5836(07)00094-1.

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