Neben der Möglichkeit die spezifischen CO₂–Emissionen durch effizientere Kraftwerke zu senken, sind auch Prozesse zur Abscheidung des CO₂ mit anschließender klimaneutraler Lagerung denkbar. Bei Verbrennungsprozessen existieren dafür prinzipiell zwei Verfahren: Post-Combustion und Oxyfuel. Beide Pfade profitieren von der hohen Zuverlässigkeit und der langjährigen Betriebserfahrung mit konventionellen Dampfkraftwerken.

Post-Combustion Capture

Bei einer der Verbrennung nachgeschalteten Abtrennung des CO₂ (Post-Combustion Capture, PCC) aus dem Rauchgas kohlengefeuerter Kraftwerke liegt das CO₂ naturgemäß bei einem niedrigen Partialdruck im Rauchgas vor (10-15 Vol.-%). Somit müssen große Rauchgasvolumenströme bei geringem Druck behandelt werden, was unweigerlich ein großes Bauvolumen der Anlage zur Folge hat. Mittelfristig ist PCC nur bei Einsatz eines chemischen Absorptionsmittels wirtschaftlich. Abb 5 zeigt den typischen Aufbau eines Prozesses für die CO₂-Abtrennung mit einer dem Kraftwerk nachgeschalteten Rauchgaswäsche (nass-chemische Absorption). Das Rauchgas strömt aufwärts durch den Absorber, während das unbeladene (arme) Lösungsmittel im Gegenstrom das CO₂ absorbiert. Die Regeneration des mit CO₂ beladenen Lösungsmittels (zumeist wässrige Aminlösung, z. B. Monoethanolamin, MEA) im Sumpfverdampfer des Strippers (Reboiler) erfordert die Auskopplung von ca. 60% des Niederdruckdampfes aus dem Kraftwerksprozess. Gemeinsam mit dem erhöhten Eigenbedarf in den Teilprozessen für die CO₂-Abtrennung und -Verflüssigung reduziert sich dadurch der Nettowirkungsgrad des Gesamtkraftwerks um ca. 12%-Punkte. Obwohl Pre-Combustion (Kohlenvergasung, IGCC) und Oxyfuel Prozesse mit CO₂-Abtrennung zu niedrigeren Wirkungsgradeinbußen führen, bieten PCC Technologien den Vorteil einer fortgeschrittenen technologischen Reife und die Möglichkeit einer Nachrüstung bestehender Kraftwerke. Die bereits existierenden Prozesse (z. B. Erdgasreinigung) müssen jedoch an die Behandlung von Rauchgasen aus der Kohlenverbrennung angepasst werden. Dazu zählen der hohe energetische Aufwand für die Regeneration und die Degradation des Lösungsmittels durch SO₂ und O₂. Der Kraftwerksprozess bleibt bei der Anwendung von PCC Technologien hingegen größtenteils unberührt, was sich positiv auf die Verfügbarkeit des Gesamtprozesses auswirkt. Es wird erwartet, dass die Wirkungsgradeinbuße durch die Entwicklung neuer Lösungsmittel und innovativer Prozessschaltungen auf unter 10% reduziert werden kann.

Oxyfuel

Beim Oxyfuel-Prozess kann das CO₂ mit geringerem Energieeinsatz und damit niedrigeren Wirkungsgradverlusten abgeschieden werden, da die CO₂-Konzentration im Rauchgas vor der Abtrennung auf ca. 89 Vol.-% (trocken) angehoben wird. Das Konzept des Oxyfuel-Prozesses (Abb 6) ist, der Luft vor dem Kessel mittels einer Luftzerlegungsanlage den Stickstoff zu entziehen, wodurch der Verbrennung nahezu reiner Sauerstoff zugeführt wird. Ohne den Stickstoff fehlt aber auch eine wesentliche Wärmesenke. Um in der Brennkammer ein der Verbrennung mit Luft ähnliches Temperaturniveau zu erhalten, müssen etwa zwei Drittel der Rauchgase nach ihrer Abkühlung zur Feuerung zurückgeführt werden. Das den Dampferzeuger verlassende Rauchgas hat nach der Trocknung einen CO₂-Gehalt von ungefähr 89 Vol.-%. Der restliche Anteil besteht im Wesentlichen aus überschüssigem Sauerstoff, Argon, Stickstoff, SO₂ und NOx. Diese Verunreinigungen stellen das hauptsächliche Problem des Oxyfuel-Prozesses dar, da ein Teil bei der Verflüssigung (d. h. Kondensation des CO₂-Anteils des Rauchgases) mit in die flüssige Phase übergeht und zu Problemen bei Transport und Lagerung führen kann. Somit hängt der Erfolg des Oxyfuel-Prozesses entscheidend von den einzuhaltenden Reinheiten und den Vorgaben der Lagerstätte ab. Am Kraftwerk „Schwarze Pumpe“ wird eine Pilotanlage zur Untersuchung des Oxyfuel-Prozesses errichtet, parallel dazu betriebene Untersuchungen ermitteln die Auswirkungen auf ein Kraftwerk im vollen Maßstab. Durch den Eigenbedarf der Luftzerlegungsanlage und der CO₂-Verflüssigung reduziert sich der Nettowirkungsgrad des Kraftwerkes um ca. 10%-Punkte. Das Ziel ist es, diese Wirkungsgradminderung auf ca. 8%- Punkte zu reduzieren.