Geologische CO -Speicherung – Kosten

BHM O/405
Geologische CO2-Speicherung – Kosten, Machbarkeit und
Europäische Perspektive
M. Kapfer
Die geologische CO2-Speicherung (CCS, Carbon Capture and Sequestration) ist eine jener Maßnahmen, die vom Wissenschaftergremium IPCC (Intergovernmental Panel for Climate Change) zur Eindämmung des Anstiegs der globalen
CO2-Konzentration in der Atmosphäre vorgeschlagen worden ist. Die EU hat bereits in einem Richtlinienvorschlag,
der am 23. Januar 2008 vorgestellt wurde, ihre Vorstellungen zur Integration dieser Technologie im Rahmen des Klimaschutzes präsentiert. Unter anderem strebt die EU den Bau von bis zu 12 Anlagen mit CCS-Technologie an sowie
die Planung der Integration dieser Technologie beim Neubau von Kraftwerken. Im Rahmen dieser Arbeit werden die
Themen absolute und spezifische Kosten für die Umsetzung von CCS-Projekten, Parameter für die Machbarkeit und
Folgerungen für die Betroffenen in Österreich diskutiert.
Geological Carbon Sequestration – Costs, Feasibility and European Perspective. Carbon Capture and Sequestration
(CCS) is one of the measures which is proposed by the Intergovernmental Panel for Climate Change (IPCC) for the
reduction of anthropogenic greenhouse gas emissions in the atmosphere. The EU has drafted a proposal for a directive
on 23rd of January 2008 which includes the integration of CCS within climate change policy in the EU. Amongst others,
the EU wishes to construct up to 12 CCS plants in the power sector within the next years. This article focuses on the
costs of CCS, parameters for the feasibility of those projects and implications in the groups concerned in Austria.
1. Hintergründe und Rahmenbedingungen
Geologische Kohlenstoffspeicherung – die Verpressung
von Kohlendioxid (CO2) in geologische Gesteinsschichten oder in das Meer – zählt zu den innovativen Konzepten im Rahmen des Klimaschutzes. In den USA, Australien und Japan wird diese Technologie, wenn zum Teil
auch in Versuchsstadien, bereits betrieben, in Europa ist
vielen das Verpressungsprojekt der norwegischen Statoil bekannt, die CO2-Begleitgas aus der Erdgasförderung
vom Förderstrom abtrennt und wieder in das Gasfeld
Sleipner reinjiziert.
Die geologische CO2-Speicherung (CCS, Carbon
Capture and Sequestration) ist eine jener Maßnahmen,
die vom Wissenschaftergremium IPCC (Intergovernmental Panel for Climate Change) zur Eindämmung des
Anstiegs der globalen CO2-Konzentration in der Atmosphäre vorgeschlagen worden ist.
2. Beschreibung der geologischen
Kohlendioxidspeicherung
Unter dem Begriff Carbon Capture and Sequestration
(CCS = CO2-Abscheidung und –Lagerung) wird die
Abtrennung von anthropogen erzeugtem Kohlendioxid
und die Verbringung in geologische Schichten in größerer Tiefe (zumindest 600 m unter der Erdoberfläche)
verstanden.
Dr. Margit Kapfer, Denkstatt GmbH, Hietzinger Haupstraße 28,
1130 Wien / Österreich.
BHM, 153. Jg. (2008), Heft 9
Die Verpressung von CO2 in Öl- oder Gaslagerstätten ist seit längerem für die Unterstützung der Förderung
von Öl und Gas gebräuchlich. Das „Auffangen“ (capture)
von CO2 aus Kraftwerken wurde seit den späten 1970er
Jahren für die Enhanced Oil Recovery (EOR) sowie für
die Verwendung in der chemischen und der Nahrungsmittelindustrie verwendet.
2.1 Physikalische und chemische Grundlagen der
geologischen Kohlenstoffspeicherung
Die Verwahrungssicherheit von geologischen Lagern
hängt von Kombinationen aus physikalischen und geochemischen Mechanismen ab. Die sicherste Speichervariante ist jene, in der das CO2 unter dicken, undurchdringbaren geologischen Schichten („caprocks“) unbeweglich gefangen ist. Diese Situation wird in Öl- und
Gaslagern erreicht, wo die fossilen Energieträger über
geologische Zeiträume gefangen waren. Eine zweite
Form dieser so genannten hydrostatischen Fallen in
sedimentären Formationen findet sich in tiefen salzwasserführenden Schichten, die durch Fließgeschwindigkeiten von wenigen Zentimetern pro Jahr über größere
Distanzen gekennzeichnet sind. Wird CO2 in diese
Schichten injiziert, so verdrängt es zunächst das salzhaltige Formationswasser und wandert langsam aufwärts,
später jedoch, wenn sich das CO2 im Formationswasser
gelöst hat und es dichter gemacht hat, wird dieser Fluss
wieder umgekehrt.
Eine ähnliche Verwahrungssicherheit wie jene der
Einbringung in Öl- und Gaslagerstätten wird nur noch
erreicht, wenn CO2 an Mineralien gebunden oder an der
Kapfer
347
Oberfläche von Kohle absorbiert wird. Zu diesen Mechanismen fehlen jedoch noch relevante Grundlagenarbeiten über die Reaktion von CO2 unter der Erdoberfläche.
2.2 Ablauf von CCS-Projekten
CCS-Projekte werden in drei logische Schritte unterteilt, die in den folgenden Abschnitten kurz beschrieben
werden: Schritt 1: Abtrennung des CO2 aus dem Abgasstrom, Schritt 2: Transport zur Lagerstätte, und Schritt 3:
Speicherung.
2.3 Prozesse der CO2-Abscheidung
Mögliche Quellen für Kohlendioxid sind Kraftwerke sowie
Industrieunternehmen aus energieintensiven Branchen
(Zement, Papier, Eisen und Stahl). Hierbei kann mit
einem CO2-Gehalt im Abgasstrom von 15 % gerechnet
werden, bei speziellen chemischen Prozessen kann
dieser Gehalt jedoch auch bis zu knapp 100 % gehen,
sodass keine separate Abtrennung mehr notwendig ist.
Zum gegenwärtigen Zeitpunkt werden verschiedene
Konzepte zur CO2-Abtrennung verwendet:
a)Abtrennung nach der Verbrennung (Sekundäre
Abtrennung oder Post-combustion capture). Bei diesem Verfahren wird eine Separationseinheit der
Verbrennung nachgeschaltet. Der Abgasstrom wird
mit einer Aminlösung gewaschen und damit das CO2
abgetrennt. CO2 wird in die kalte Aminlösung unter
hohem Druck eingebracht, das Kohlendioxid entweicht, wenn die Aminlösung erhitzt wird; die Wärme
kann wieder verwendet werden.
b)Abtrennung vor der Verbrennung (Primäre Abtrennung
oder Pre-combustion capture). Bei dieser Methode
wird der Brennstoff via Vergasung und CO/H2O-Shift
in ein wasserstoffreiches Gas und CO2 umgewandelt
und diese beiden Fraktionen werden im Anschluss
voneinander getrennt. Das wasserstoffreiche Gas
wird in der Stromproduktion verwendet, das CO2 kann
abtransportiert und verpresst werden. Die Separation der beiden Fraktionen geschieht auf die gleiche
Weise wie bei der Abtrennung nach der Verbrennung
(siehe oben), mit den gleichen Nachteilen und einem
ebenso hohen Energieaufwand.
c) Absorption und Adsorption. Bei Absorptionsverfahren
(Absorption = Aufnahme von Gasen in Flüssigkeiten) werden Gasgemische thermisch durch Partialdruckunterschiede oder Konzentrationsunterschiede
getrennt. CO2 kann sowohl chemisch wie auch physikalisch aus einem Gasgemisch separiert werden,
wobei unterhalb eines CO2-Partialdrucks von 10 bar
chemische Wäschen und darüber hinaus physikalische Wäschen eingesetzt werden.
2.4 Transportmöglichkeiten
Für den Transport von Kohlendioxid existieren derzeit
zwei Optionen. Entweder mit einer Pipeline, die an Land
oder im Wasser verlaufen kann, oder indem man das
flüssige CO2 in Behälter füllt und diese mit Bahn, LKW
oder Schiff an den Bestimmungsort bringt.
a)Pipeline-Transport: Im Fall des Kohlendioxid-Transports, vor allem bei größeren Mengen über weitere
Strecken, hat sich in den letzten Jahren die Pipeline
als Transportmittel der ersten Wahl etabliert. Aufgrund der ähnlichen Eigenschaften von flüssigem
CO2 und LPG (Liquefied Petroleum Gas) ist eine
breite Anwendung dieser Technologie sehr gut möglich. In den USA werden heute bereits 50 Mt CO2 pro
Jahr auf 2.500 km Pipeline-Länge von den Quellen zu
den Lagerstätten zum Zweck der EOR transportiert.
90 % der CO2-Pipelines befanden sich 2002 auf dem
Gebiet der USA.
b)Schiffstransport: Bei Offshore-Projekten werden
neben der Verwendung von unterseeischen Pipelines
auch Tanker, ähnlich jenen für den Transport von LPG
eingesetzt, wobei sich der Einsatz von seegängigen
Schiffen für den Transport von CO2 noch in einem
sehr frühen Stadium befindet. 2004 wurden weltweit
gerade vier Schiffe für diesen Zweck eingesetzt.
2.5 Varianten der Speicherung
Kohlendioxid wird entweder in Aquifere (wasserführende Schichten) eingepumpt, in mehr oder weniger leer
geförderte Erdöl- oder Erdgasfelder, in kohleführende
Schichten oder in die Tiefsee (bzw. in Gesteinsschichten
unter dem Meeresboden). Verpressungsprojekte werden sowohl off-shore (im Meer) als auch on-shore (am
Festland) durchgeführt.
3. Europäische Perspektive
Die EU hat bereits in einem Richtlinienvorschlag, der
am 23. Januar 2008 präsentiert wurde, ihre Vorstellungen zur Integration dieser Technologie im Rahmen des
Klimaschutzes vorgestellt. Unter anderem strebt die EU
den Bau von bis zu 12 Anlagen mit CCS-Technologie
an sowie die Planung der Integration dieser Technologie
beim Neubau von Kraftwerken.
In Deutschland ist vor Kurzem das erste echte
CCS-Kraftwerk, die 30 MW-Pilotanlage der „Schwarzen
Pumpe“, ans Netz gegangen.
Tabelle 1: Europäische Initiativen zur CO2-Verpressung
ZEP
CO2 GeoNet
CO2 net
CO2 NET EAST
Dynamis
FENCO-ERA
HFP
348
Kapfer
EU-Task Force Zero Emission Power Plants
European Network of Excellence on
Geological Storage of CO2
Carbon Dioxide Knowledge Transfer Network
Continuation of former European Thematic Network
Toward Hydrogen and Electricity Production with
Carbon Dioxide Capture and Storage
Fossil Energy Coalition
European Hydrogen & Fuel Cell Technology Platform
http://www.zero-emissionplatform.eu
http://www.co2geonet.com
http://www.co2net.com
http://co2neteast.energnet.com
http://www.dynamis-hypogen.com
http://www.fenco-era.net
https://www.hfpeurope.org
BHM, 153. Jg. (2008), Heft 9
Zusätzliche Kompressorstationen können notwendig werden um Druckverluste auf längeren
Distanzen zu begegnen. Die spezifischen Kosten beginnen erst bei höherer Transportkapazität
merkbar zu sinken. Bei jährlichen Transportraten von rund 5 Mt CO2 in einer 250 km langen
Transportleitung auf dem Landweg liegen die spezifischen Kosten zwischen 2,5–4,5 USD/tCO2.
Speicher: Der Anteil der Kosten für die Speicherung ist der geringste im Verlauf eines CCSProjektes. Anderson und Newell1 setzen ihn bei rund 1,4–8,2 USD/t CO2 an, Hendriks et al3 nennen
einen weiteren
Bereich
zwischen
1–16 USD/t
CO2.
schen
1 und
14 EUR,
wobei
die Einbringung
in Aquifere
Ein wichtiger
Faktor
für die Höhe Variante
der Speicherkosten
ist dieund
Tiefe die
der Speicherschicht.
In Tiefen
an
Land die
günstigste
darstellt
Offzwischen 0 und 4.000 Metern variieren die Kosten pro t CO2 zwischen 1 und 14 EUR, wobei die
shore-Verbringung
in
Aquifere
bzw.
Off-shore-Gasfelder
Einbringung in Aquifere an Land die günstigste Variante darstellt und die Off-shore-Verbringung in
am
teuersten
kommt.
Aquifere
bzw. Off-shore-Gasfelder
am teuersten kommt.
4. Österreich
In Österreich haben sich die beiden erdöl- und erdgasfördernden Unternehmen, OMV und RAG, bereits auf
die Möglichkeit
der
Kohlendioxidspeicheanderem
strebt die EU den
Baugeologischen
von bis zu 12 Anlagen
mit CCS-Technologie an sowie die Planung
Tiefe saline Reservoirs
in ihren
und Studien bzw.
derrung
Integration
dieser Lagerstätten
Technologie beimvorbereitet
Neubau von Kraftwerken.
87-2.727 PgC
In Deutschland
ist vor durchgeführt.
Kurzem das erste echte
die 30CCS
MW-Pilotanlage
der
Feldversuche
Die CCS-Kraftwerk,
Umsetzung von
in
„Schwarzen
Pumpe“,
Netz gegangen.
Österreich
ist ans
derzeit
noch nicht absehbar. Noch fehlen
die
rechtlichen
Rahmen­
bedingungen zur Umsetzung,
Tabelle 1: Europäische Initiativen zur CO2-Verpressung
als Vorreiter
zu realisieren,
ZEPder Wille, EU-Task
Force Zero diese
Emission Technologie
Power Plants
http://www.zero-emissionplatform.eu
CO2sowie
GeoNet ein European
Network Anreiz,
of Excellenceder
on die Umsetzung dieser
finanzieller
Geological Storage of CO2
http://www.co2geonet.com
begünstigt.
CO2Technologie
net
Carbon
Dioxide Knowledge Transfer Network
http://www.co2net.com
CO2 NET EAST
Dynamis
FENCO-ERA
HFP
Continuation of former European Thematic Network
Toward Hydrogen and Electricity Production with
Carbon Dioxide Capture and Storage
Fossil Energy Coalition
European Hydrogen & Fuel Cell Technology Platform
5. Kosten
Alte Erdöllager
41-191 PgC
Alte Gaslager
136-300 PgC
Kohleschichten
>20 PgC
http://co2neteast.energnet.com
http://www.dynamis-hypogen.com
http://www.fenco-era.net
https://www.hfpeurope.org
Abtrennung: Im Normalfall bilden die Kosten für die
4. Österreich
1.391-27.000 PgC
1 Petagram (Pg) =10 g,
Separation
demund
Abgasstrom
die Unternehmen,
anteilsmä- OMV undQuelle:
IPCC, 2007
In Österreich
habendes
sichCO
die beiden
erdgasfördernden
RAG,
2 aus erdöl1 Einheit C = 3,667 Einheiten CO
bereits
die Möglichkeit
der geologischen Kohlendioxidspeicherung
in ihren Lagerstätten
ßigauf
höchste
Kostenkomponente
eines CCS-Projektes.
vorbereitet
undgebauten
Studien bzw. Kohlekraftwerken
Feldversuche durchgeführt.
Umsetzung
von CCS in Österreich
ist
Bei neu
mitDieeiner
Leistung
Abb.
2: Möglichkeiten
und Kapazitäten
CO2-Verpressung
Abb.
2: Möglichkeiten
und zur
Kapazitäten
zurweltweit
CO2-Verpressung
derzeit
noch
nicht
absehbar.
Noch
fehlen
die
rechtlichen
Rahmenbedingungen
zur
Umsetzung,
der
von rund 300–500 MW (unter Verwendung eines Amiweltweit
1
Wille, als Vorreiter diese Technologie zu realisieren, sowie ein finanzieller Anreiz, der die
zufolge kann für CCS-Projekte mit
Gesamt:
Den
Berechnungen
von
Anderson
und
Newell
nabsorptionssystems,
MEA, also einer NachverbrenUmsetzung
dieser Technologie begünstigt.
Gesamtkosten von durchschnittlich 45–58 USD pro t erfasstem CO2 gerechnet werden. Mit den zu
nungs-Technologie) wird mit einer durchschnittlichen
5. Kosten
erwartenden
technischen
im Zeitraum
könnten
die Kosten für die
Gesamt:
Den Optimierungen
Berechnungen
von2010–2015
Anderson
und
Abtrennung:
Im Normalfall bilden die von
Kosten
für diegerechnet.
Separation des CO2 aus dem Abgasstrom
die
CO2-Separationsausbeute
90 %
1 Absorption
chemische
auf 34–42
USD
pro t CO2 sinken.
Newell
zufolge
kann
für
CCS-Projekte
mit
Gesamtkosanteilsmäßig
höchste
Kostenkomponente
CCS-Projektes.
Bei neu gebauten Kohlekraftwerken
Nach diesen Autoren betragen die Kosten für Transport und Speicherung rund 5,5–15 USD/t CO2,
In den
untersuchten
Fälleneines
erhöht
die CO2-Abtrennung
ten
von durchschnittlich 45–58 USD pro t erfasstem CO
mitdie
einerKapitalkosten
Leistung von rund 300–500
(unter Verwendung
eines67–87 %
Aminabsorptionssystems,
wobei 100 km Pipeline mit 1,4–2,7 USD t CO2 angenommen werden und die2 geologische
eines MW
Kraftwerks
um rund
werden.
Mit USD
dent zu
technischen
MEA, also einer Nachverbrennungs-Technologie) wird mit einer durchschnittlichen COgerechnet
2.
Speicherung
selbst
mit 1,4–8,2
CO2erwartenden
und die Stromgestehungskosten
um 61–84 %. Mit der
Separationsausbeute
von 90 % gerechnet.
Optimierungen
6. Zusammenfassungim Zeitraum 2010–2015 könnten die
COuntersuchten
Kraftwerksbereich
außerdem
um rundfürAutoren
In den
Fällengeht
erhöht im
die CO
2-Separation
2-Abtrennung die Kapitalkosten eines Kraftwerks
Verschiedene
betonen, dass esAbsorption
keine einzelne auf
Maßnahme
gibt,USD
mit der man die Zunahme
Kosten
die chemische
34–42
67–87
% und
die Stromgestehungskosten
um 61–84 %. Mit der CO
eine
signifikante
Wirkungsgradverminderung
einher.
2-Separation geht imvon Treibhausgasen in der Atmosphäre verringern bzw. den Klimawandel aufhalten könne.
pro
t
CO
sinken.
2
Kraftwerksbereich außerdem eine signifikante Wirkungsgradverminderung einher.
Stattdessen wird eine Kombination verschiedenartiger Maßnahmen notwendig sein, die auch mit
Nach diesen Autoren betragen die Kosten für Transeiner Änderung von Strukturen und sozialen Verhaltensweisen einhergehen müssen.
port
Speicherung
rund 5,5–15
USD/t
CO2werden,
, wobei
Soll
einund
bestimmter
Stabilisierungsgrad
erreicht oder
eingehalten
so bestimmt dieser die
~3 EUR/t
2-5 EUR/t
2-12 EUR/t
100 km
Pipeline mit
USD
t CO
in der
Atmosphäre
auf beispielsweise 450 ppm
Wahl der Technologien.
Um 1,4–2,7
den CO2-Gehalt
2 angenommen
einzustellen,und
ist eine
weitaus
größere Bandbreite
und Intensität selbst
an Maßnahmen
werden
die
geologische
Speicherung
mit notwendig, als dies
der Fall beiUSD
beispielsweise
1,4–8,2
t CO2.750 ppm wäre. Das IPCC schlägt eine Reihe von Maßnahmen vor:
Verringerung der Nachfrage und/oder Verbesserung der Energieeffizienz
Substitution innerhalb der fossilen Energieträger
Tiefsee
15
2
6. Zusammenfassung
5 – 120 EUR/t CO2
Hauptkostenblock,
ca. 60 % der Kosten
Kosten in Österreich: 20–70 EUR/t CO2*
Abb. 1: Überblick über die Kosten der CO2-Verpressung,
eigene Berechnungen
* Quelle: eigene Berechnungen anhand von Anlagen mit hohen CO2 -Emissionen
Abb. 1: Überblick über die Kosten der CO2-Verpressung, eigene Berechnungen
Transport: Für onshore-Pipelines ohne zusätzliche
Kompressorstationen liegen im Bereich von 0,3 und
0,4 Mio. USD/km für einen Durchmesser von 40 cm
und bei 0,5 bis 0,9 USD/km für einen Durchmesser von
80 cm, wobei die Preiskurve annährend einer Geraden
entspricht.
Zusätzliche Kompressorstationen können notwendig
werden um Druckverluste auf längeren Distanzen zu
begegnen. Die spezifischen Kosten beginnen erst bei
höherer Transportkapazität merkbar zu sinken. Bei jährlichen Transportraten von rund 5 Mt CO2 in einer 250 km
langen Transportleitung auf dem Landweg liegen die
spezifischen Kosten zwischen 2,5–4,5 USD/tCO2.
Speicher: Der Anteil der Kosten für die Speicherung ist der geringste im Verlauf eines CCS-Projektes.
Anderson und Newell1 setzen ihn bei rund 1,4–8,2 USD/t
CO2 an, Hendriks et al3 nennen einen weiteren Bereich
zwischen 1–16 USD/t CO2.
Ein wichtiger Faktor für die Höhe der Speicherkosten
ist die Tiefe der Speicherschicht. In Tiefen zwischen 0
und 4.000 Metern variieren die Kosten pro t CO2 zwi-
BHM, 153. Jg. (2008), Heft 9
Verschiedene Autoren betonen, dass es keine einzelne
Maßnahme gibt, mit der man die Zunahme von Treibhausgasen in der Atmosphäre verringern bzw. den
Klimawandel aufhalten könne. Stattdessen wird eine
Kombination verschiedenartiger Maßnahmen notwendig
sein, die auch mit einer Änderung von Strukturen und
sozialen Verhaltensweisen einhergehen müssen.
Soll ein bestimmter Stabilisierungsgrad erreicht oder
eingehalten werden, so bestimmt dieser die Wahl der
Technologien. Um den CO2-Gehalt in der Atmosphäre
auf beispielsweise 450 ppm einzustellen, ist eine weitaus größere Bandbreite und Intensität an Maßnahmen
notwendig, als dies der Fall bei beispielsweise 750 ppm
wäre. Das IPCC schlägt eine Reihe von Maßnahmen
vor:
– Verringerung der Nachfrage und/oder Verbesserung
der Energieeffizienz
– Substitution innerhalb der fossilen Energieträger
– Verstärkte Nutzung nicht fossiler Energieträger
– Carbon Capture and Storage (CCS)
– Aufforstung und Wiederaufforstung
Einige dieser Vermeidungsmaßnahmen konkurrieren
untereinander auf dem Markt der Energieversorgung. Ein
kritischer Punkt ist hierbei stets die Kostenkomponente,
die bei jeder der Maßnahmen beträchtlichen Unsicherheiten unterworfen ist. Der Wert von Kohlendioxid ist der
wichtigste Faktor, der sowohl alle anderen Parameter
(wie politische Rahmenbedingungen, Einführung flexibler Mechanismen, Selektion der Primärenergieträger
Kapfer
349
sowie Geschwindigkeit der technologischen Weiterentwicklung) beeinflusst wie auch den Einsatz von CCS als
ökonomisch realisierbare Klimaschutzmaßnahme.
Als klare Konkurrenten dieser Technologie werden
Atomkraft, Solarenergie oder Windkraft genannt. Auf der
anderen Seite ist CCS nicht nur als eigenständige Technologie zu sehen, sondern entwickelt sich gemeinsam
mit verschiedenen anderen Maßnahmen (z. B. ZeroEmission Power Plants, Kombination mit Wasserstoffproduktion, Brennstoffzellen) und bildet so Synergien
auf der Kostenseite.
Es gibt eine Reihe von Pro- und Contra-Argumenten
zur Durchführung von CCS als Klimaschutzoption in
Österreich. De facto wäre sie, vor allem in der Variante der Biomasse-kombinierten CCS, eine Möglichkeit,
als mittelfristige Brückentechnologie zu fungieren, bis
längerfristige Maßnahmen im Bereich der Energiepolitik (Steigerung der Energieeffizienz, Reduktion des
Verbrauchs, Förderung der erneuerbaren zu Lasten der
fossilen Energieträger…) greifen. Technisch wäre die
CCS möglich, unter verschiedenen, hier aufgezeigten
Rahmenbedingungen, sogar weitgehend wirtschaftlich.
Zu beachten sind hierbei aber auf jeden Fall der durch
das Projekt zusätzlich generierte Energieaufwand und
die zusätzlich dadurch entstehenden Umweltauswirkungen.
350
Kapfer
Die Option der CCS sollte aus diesen Gründen systematisch erforscht und gegebenenfalls auch realisiert
werden.
Literatur
Anderson, S., Newell, R. 2003: Prospects for Carbon Capture
and Storage Technologies; Resources for the Future; Discussion Paper 02–68; Washington DC. – 2 IPCC (2007): Special
Report „Carbon Dioxide Capture and Storage” – Bert Metz,
Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos and
Leo Meyer (Eds.); Cambridge University Press, UK. pp 431.
Available from Cambridge University Press, The Edinburgh
Building Shaftesbury Road, Cambridge CB2 2RU ENGLAND.
http://www.ipcc.ch/pdf/special-reports/srccs/srccs_summaryforpolicymakers.pdf. – 3 Hendriks C. A., A. F. B. Wildenborg, K.
Blok, F. Floris und J. D. van Wees (2000): Costs of Carbon
Removal by Underground Storage; Paper presented at the 5th
International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT-5), Cairns, Australia; August 13–16, 2000. – 4 Kapfer, M. (2005): Ökologische und ökonomische Bewertung der
geologischen CO2-Speicherung als Klimaschutzmaßnahme in
Österreich; Dissertation an der Universität Wien und an der
Karl-Franzens Universität Graz; Oktober 2005. http://stefan.
schleicher.wifo.at/down/diss/DISS_Kapfer.pdf.
1
BHM, 153. Jg. (2008), Heft 9