Greenpeace Gruppe Berlin,

• Einleitung

Wenn fossile Energieträger, wie Kohle einer ist, zur Stromerzeugung genutzt werden, gelangt Kohlenstoffdioxid (CO₂) in die Atmosphäre. Bei CCS-Technologien (CCS = Carbon Capture and Storage) handelt es sich um Verfahren, bei denen das entstehende CO₂ abgeschieden und gelagert wird. Dies soll verhindern, dass das CO₂ in die Atmosphäre gelangt und zum voranschreitenden Klimawandel beitragen kann.

In dieser im Wesentlichen technischen Abhandlung wird hauptsächlich der Standort Deutschland, sowie der Einsatz der CCS-Technologie bei der Kohleverstromung ins Auge gefasst.

Folgende Punkte werden behandelt:

1. Aktueller Stand
2. Technologie
3. Ökonomie
4. Rechtslage
5. Risiken

• Aktueller Stand

Die Entwicklung von CCS in Deutschland muss vor dem Hintergrund der europäischen Gesetzgebung betrachtet werden. Die Europäische Kommission verabschiedete im Juni 2009 eine Richtlinie zur geologischen CO₂-Speicherung. Die Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht ist bisher noch nicht erfolgt. Ein erster Gesetzesentwurf vom 01.04.2009, den die Bundesregierung am 27.04.2009 im Bundestag einbrachte, wurde in der 16. Wahlperiode nicht mehr verabschiedet. Als Hauptgrund für das Scheitern des Gesetzes wurden im Wesentlichen die massiven Proteste der lokalen Bevölkerung in Schleswig-Holstein angeführt, die sich gegen die Einlagerung von Kohlenstoffdioxid in ehemaligen Gasfeldern wehrte. Bei der abschließenden Abstimmung am 19.06.2009 fand der Gesetzentwurf im Bundestag keine Zustimmung. Es wurde deutlich, dass das Konfliktpotential des Themas CCS offensichtlich unterschätzt worden war.
 
Die schwarz-gelbe Bundesregierung hat in diesem Jahr einen neuen Anlauf zur Erlassung eines CCS-Gesetzes genommen: Am 14.07.2010 wurde vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) und vom Bundesumweltministerium (BMU) ein neuer Referentenentwurf für ein „Gesetz zur Demonstration und Anwendung von Technologien zur Abscheidung, zum Transport und zur dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid“ vorgelegt. Zunächst sollte der Gesetzentwurf als Teil des umfassenden Energiekonzeptes verabschiedet werden, welches dann jedoch gesondert davon verabschiedet wurde. Schließlich wurde der Termin der Entscheidung zum CCS-Gesetzesentwurf abermals verschoben.

In einem Zehn-Punkte-Sofortprogramm zum Energiekonzept kündigt die Bundesregierung jedoch an, „kurzfristig einen Gesetzentwurf [zu] beschließen und damit die rechtliche Grundlage [zu] schaffen, um die sichere Speicherung von Kohlendioxid zu erproben“4. Es steht bisher noch kein genauer Termin für die erneute Einbringung des Entwurfs im Bundestag fest.
                           

• Technologien

Um CCS realisieren zu können, müssen im Wesentlichen drei technische Problemstellungen gelöst werden:

1. Abscheidung
2. Transport
3. Lagerung

Abscheidung:

Zur CO₂ Abscheidung bei der Kohleverstromung gibt es derzeit drei Ansätze:

1. Pre-Combustion-Capture“
2. Oxy-Fuel“
3. Post-Combustion-Capture“

Pre-Combustion-Capture
Beim Pre-Combution-Capture-Verfahren wird das CO₂ vor dem für die Stromproduktion entscheidenden Verbrennungsvorgang bereits abgeschieden. Diese Technologie würde in sogenannten IGCC-Kombikraftwerken zum Einsatz kommen. (IGCC = Integrated Gasification Combined Cycle). Hierbei wird die Kohle unter anderem mit Wasserdampf in ein Gas verwandelt, welches hauptsächlich aus Wasserstoff und CO₂ besteht. Der in diesem „Synthesegas“ enthaltene Wasserstoff kann nun für die Stromproduktion genutzt werden. Das dabei entstehende Abgas besteht nahezu vollständig aus CO₂ und Wasserdampf. Nun kann der Wasserdampf kondensiert werden und es liegt fast reines CO₂ vor. Derzeit ist vor allem die Herstellung des Synthesegases noch sehr schwierig.

Oxy-Fuel-Verfahren
Beim Oxy-Fuel-Verfahren wird die Kohle in einer Atmosphäre aus reinem Sauerstoff verbrannt. Die Abgase bestehen nahezu vollständig aus CO₂ (70 Prozent) und Wasserdampf (30 Prozent). Dieser kann problemlos kondensiert werden, sodass nahezu reines CO₂ entsteht (4).

Das Problem dieses Verfahrens besteht in der Gewinnung des für den Prozess benötigten Sauerstoffs, da diese sehr energieintensiv ist.

Post-Combustion-Capture
Das Post-Combustion-Capture-Verfahren könnte verwendet werden um bestehende Kohlekraftwerke nachzurüsten, da dort die CO₂-Abscheidung nach dem „normalen“ Verbrennungsvorgang stattfindet.

Das CO₂ wird durch eine Amin- oder Carbonat-Wäsche (Mittel in denen das CO₂ gebunden wird) aus dem Rauchgas (Abgas) abgeschieden.  Die Rückgewinnung der CO₂-Träger trägt wesentlich zum hohen Energiebedarf dieser Abscheidungstechnologie bei und senkt somit den Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerks um 10 bis 15 Prozent.

• Transport:

Wegen der riesigen Mengen CO₂ (Allein das Kraftwerk Jänschwalde emittierte im Jahr 2008 23.500.000 Tonnen CO₂ (5), was einer täglichen Emission von 64.3836 Tonnen CO₂ entspricht), könnte ein Transport nur über Pipelines oder bei geringeren Mengen und längeren Entfernungen mit Schiffen realisiert werden. Der Transport des abgeschiedenen CO₂ würde mit einem Druck von 73,8 bar bei einer Temperatur von –60 bis +31,4 Grad Celsius stattfinden. (6)

Da die für eine CO₂-Lagerung geeigneten geografischen Gegebenheiten oftmals nicht mit den Kraftwerksstandorten zusammenfallen, müssten die Transportinfrastruktur sehr weitläufig angelegt sein. Zudem würden sehr hochwertige Pipelines aus besonders korrosionsbeständigen Materialien benötigt. Dadurch wird der Transport sehr kostenintensiv.

• Lagerung:

Für die CO₂-Lagerung gibt es im Wesentlichen zwei Ansätze. Der eine sieht vor, das CO₂ in den Meeresboden bzw. ins Meer einzuleiten, ist jedoch mittlerweile auf Grund erheblicher zu erwartender Schäden für die Umwelt weitestgehend verworfen worden. Im zweiten Ansatz wird eine Verpressung des CO₂ in geologische Strukturen verfolgt. Hier gibt es im Wesentlichen folgende  Möglichkeiten:

1. Lagerung in tiefen salinaren Aquiferen
2. Lagerung in erschöpften Gas- Ölfeldern / EOR bzw. EGR
3. CO2Enhanced Bed Methane Recovery

Bei der Lagerung muss garantiert werden können, dass das CO₂ für mindestens 1.000 Jahre sicher von der Atmosphäre isoliert bleibt.

Salinare Aquifere
Eine Lagermöglichkeit stellen tiefe salinare Aquifere dar. Das sind tief gelegene, salzwasserführende Schichten aus hochpurösem Sediment. Ab einer Teufe (Tiefe) von 800 bis 1000 Metern sind die Temperatur- und Druckverhältnisse so, dass das CO₂ nur noch eine geringe Kompressibilität  aufweist und relativ stabil bleibt. (7)

In diese Schichten soll des CO₂ verpresst werden und sich mit dem Salzwasser vermischen. Welche chemischen Prozesse nach dem Verpressen genau ablaufen, kann nicht mit Sicherheit vorausgesagt werden, da dies von der Reinheit des CO₂ und den Mineralien im Sediment abhängt.  (7)

Besonders wichtig ist ein undurchlässiges Deckgestein über dem Lagergestein damit kein CO₂ an die Erdoberfläche aufsteigen kann.

Lagerung in erschöpften Gas- und Ölfeldern / EOR bzw. EGR
Da bei Öl- und Gasfeldern die Dichtigkeit über lange Zeiträume bereits erwiesen ist, erscheinen diese als besonders geeignet für die CO₂-Lagerung. Allerdings gibt es häufig viele Bohrlöcher, die zu verschließen sehr kostspielig ist und die ein hohes Leckagerisiko mitbringen. (8)

Eine weitere Möglichkeit besteht darin, das CO2bereits zu verpressen während noch Öl bzw. Gas gefördert wird. So könnten der Förderdruck erhöht und die bestehenden Vorkommen effektiver ausgebeutet werden. Diese Alternativen werden als Enhances Oil Recovery bzw. Enhanced Gas Recovery (EOR / EGR) bezeichnet. (9)

CCS-Befürworter sehen darin eine Möglichkeit die hohen Kosten für diese Technologie, durch den Mehrgewinn aus Öl- bzw. Gasproduktion etwas zu verringern.

CO2-Enhanced Coal Bed Methane Recovery
Dieser Ansatz verfolgt das Verpressen von CO₂ in wirtschaftlich nicht zu erschließende, tief gelegene Kohlenflöze. Das CO₂ würde im Flöz gebunden, wobei Grubengas (Methan) frei würde, welches wirtschaftlich Verwendung finden und die Kosten für CCS senken könnte.

Hierzulande haben die Flöze zu geringe Stärken und im Deckgestein gibt es aufgrund tektonischer Verschiebungen zu viele Risse und Klüften. So wird aus Gründen der Sicherheit und Wirtschaftlichkeit, dieser Ansatz in Deutschland nicht weiter verfolgt. (9)

Ein weiteres Problem ist die zu geringe Durchlässigkeit der Kohle von Gas (Permeabilität).

• Ökonomie

Im Folgenden werden die Kosten der Technologie, ihre Auswirkungen auf den Strompreis und die Wettbewerbsfähigkeit von CCS gegenüber erneuerbaren Energien dargestellt.

Die Kosten, die die CCS-Technologie mit sich bringt, setzen sich hauptsächlich zusammen aus:

1. Kosten für die Abscheidung
2. Kosten für die CO2Kompression
3. Transportkosten
4. Kosten für die Lagerung

Über die Kosten für die CO₂-Einsparung gibt es keine einheitlichen Aussagen. Die meisten Angaben gehen von 40 bis 60 Euro pro eingesparter Tonne CO₂ aus. Laut Wuppertal Institut liegen die Kosten nach Analyse von 17 Fallstudien im Mittel bei 54 Euro pro Tonne CO₂.

Der Strompreis würde sich allein durch CO₂-Abscheidung und -Kompression bereits um ein bis fünf Cent pro Kilowattstunde erhöhen. Für den Transport und die Lagerung kämen nochmals 0,8 bis 2 Cent pro Kilowattstunde hinzu. (10)

Bei dem zu erwartenden Anstieg der Kohlepreise und gleichzeitiger Kostenreduzierung bei erneuerbaren Energien, wird CCS schon 2020 gegenüber Offshore-Windenergie und 2030, also dann wenn CCS wahrscheinlich eingeführt werden könnte, auch gegenüber einem Mix aus Erneuerbaren Energien nicht mehr Wettbewerbsfähig sein.

Das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB) geht davon aus, dass „im Jahr 2020 die meisten der betrachteten regenerativen Technologien ein ähnliches Kostenniveau erreicht haben, wie es für CCS-Kraftwerke ermittelt wurde (im Bereich von 0,05 bis 0,07 Euro/kWh) (Für Wasser- und Windkraft ist dies an guten Standorten bereits heute der Fall). Unter bestimmten Szenarioannahmen (u. a. anhaltende Ausbaudynamik der Erneuerbaren) wird für die Zeit nach 2020 ein Wettbewerbsvorsprung für die erneuerbaren Technologien konstatiert, der sich im Zeitverlauf noch vergrößert (WI/DLR/ZSW/PIK 2007, S. 212)“.(11)

Zu berücksichtigen ist auch, dass es laut TAB-Bericht keine Kalkulationen für Kosten, die durch etwaige Leckagen, Reparatur und Sanierung entstehen könnten gibt. Die Lagerungskosten seien demnach für eine Überwachungsdauer der Lagerstädten von maximal 80 Jahren kalkuliert.

CCS-Befürworter argumentieren häufig, dass die Mehrkosten für CCS stark durch Mehreinnahmen aus EOR / EGR und CO₂-Zertifikatehandel refinanziert werden könnten. Ausreichend große Gewinne aus EOR / EGR sind jedoch unwahrscheinlich, da diese Technologie nicht überall eingesetzt werden kann und wahrscheinlich nur bei der Neuerschließung von Öl- bzw. Gasfeldern zum Einsatz kommen würde. Ansonsten müsste die laufende Förderung für die Technologieumstellung über einen geraumen Zeitraum unterbrochen werden, was diesen Ansatz ebenfalls unwirtschaftlich werden lässt. Bei den derzeitigen Zertifikatspreisen wäre eine Verkauf von Zertifikaten pro eingesparter Tonne CO₂ auch nicht kostendeckend.

• Rechtslage

Die CCS-Technologie bringt erhebliche rechtliche Probleme mit sich. Vor allem die Lagerung des CO₂ birgt eine Haftungsproblematik.

Problematisch ist auch, dass es viele Unklarheiten darüber gibt, wie einzelne Komponenten der CCS-Technologie zu bewerten sind. So ist zum Beispiel nicht geklärt, ob das abgeschiedene CO₂ als Abfall, Emission oder Produkt einzustufen ist. (12) daran festgemacht wird, welcher Rechtsrahmen Gültigkeit besitzt, ist diese Bewertung von grundlegender Bedeutung. Wie das CO₂ eingestuft wird, ist neben des Reinheitsgrades auch von der Form, in der es vorliegt, abhängig.

Das CO₂wurde bei verschiedenen CCS-Anwendungen bis jetzt unterschiedlich eingestuft.
„Im CO₂SINK-Projekt in Ketzin (bei Potsdam) wurde nicht spezifiziert, ob das injizierte CO₂ als industrielles Erzeugnis oder als Abfallprodukt behandelt werden soll, da es sich nur um eine vergleichsweise kleine Menge handelt (insgesamt 60 000 Tonnen CO₂ in Lebensmittelqualität).
Für das geplante australische Projekt Gorgon wird das CO₂ als Nebenprodukt der Verarbeitung von Gas betrachtet.
Im Projekt In Salah (Algerien) gilt das CO₂ als Industrieprodukt, ebenso im Projekt RECOPOL (Polen).
Das Sleipner-Projekt (Norwegen) definiert das CO₂ als industrielles Erzeugnis, da es als Resultat industrieller Aktivitäten anfällt. Dies war allerdings － wegen der Intention der Langzeitspeicherung － umstritten. Quelle: OECD/IEA 2007, S. 29“

Der Gesetzentwurf der Bundesregierung zum Thema CCS sieht vor, dass die Betreiber der Anlagen die Langzeitsicherheit beweisen müssen.

Langzeitsicherheit bedeutet darin:
(13) „Zustand, der gewährleistet, dass das gespeicherte Kohlendioxid unter Berücksichtigung der erforderlichen Vorsorge gegen Beeinträchtigungen von Mensch und Umwelt vollständig und auf unbegrenzte Zeit in dem Kohlendioxidspeicher zurückgehalten werden kann.“ (14)

Ist diese Langzeitsicherheit bewiesen, so ist das betreffende Bundesland gesetzlich verpflichtet, nach 30 Jahren die Verantwortung für die CO₂-Lagerstätte zu übernehmen. Unklar bleibt allerdings wie ein Nachweis über die Langzeitsicherheit zu erbringen ist, da nur prognostiziert werden kann, ob das CO₂ wirklich in der Lagerstätte bleibt. Jahre nach der Stilllegung sind daher zu kurz bemessen um Aussagen über die Dichtigkeit der Lager machen zu können Etwaige Leckagen sind in dieser Zeitspanne nicht feststellbar. Das auftreten von Leckagen nach unbestimmter Zeit ist jedoch unumstritten. Treten danach Schäden auf, so können die Betreiber nur im Rahmen eines festgelegten sogenannten Nachsorgebeitrags finanziell zur Rechenschaft gezogen werden. Wie dieser Nachsorgebeitrag berechnet werden soll, ist jedoch noch nicht geklärt. (15)

"Capture Ready“

Es gab bereits Versuche, eine Definition für den Begriff Capture Ready (oder auch CCS-Ready) festzulegen. Die EU-Kommission machte bereits den Vorschlag, nur noch fossil befeuerte Kraftwerke zu genehmigen, wenn diese Capture Ready sind. Doch da die CCS-Technologien noch nicht abschließend erforscht sind, ist derzeit nicht genau zu bestimmen, welche Voraussetzungen ein Kraftwerk erfüllen muss, um als Capture Ready zu gelten. (16)

 
Der TÜV Nord hat 2009 die Richtlinie TN-CC 006 veröffentlicht, die den Begriff Capture Ready unverbindlich definiert.

• Risiken

Folgende Punkte werden angesprochen:

1. Gesundheitliche Risiken
2. Umweltrisiken
3. ökonomische Risiken

Gesundheitliche Risiken
CO₂ führt bei einer Konzentration von circa acht Prozent innerhalb von 30 bis 60 Minuten zum Tode. (17) Konzentration könnte erreicht werden, wenn bei einer Leckage große Mengen an CO₂ frei würden und sich, da CO₂ schwerer als Luft ist, in Senken sammelten. Die Gefahr, die von derartigen CO₂-Konzentrationen ausgeht, wird durch ein Unglück verdeutlicht, das 1986 am Lake Nyos in Kamerun geschah. Große Mengen CO₂ gasten plötzlich aus dem See aus. So kamen 1700 Menschen sowie tausende Tiere bis in 27 Kilometern Entfernung ums Leben. Bereits zwei Jahre zuvor starben bei einem ähnlichen Unglück am Manoun-See 37 Menschen. (18)

Auch hierzulande kommt es aufgrund hoher CO₂-Konzentrationen immer wieder Unfälle in Weinkellern, Baugruben und Bergwerken. So wurden am 17. August 2008 in Mönchengladbach 107 Menschen verletzt, als große Mengen CO₂ aus einer Löschanlage ausströmten und sich in einer Senke sammelten. (19)

Umweltrisiken
CO₂-Leckagen stellen für die Umwelt ein erhebliches Risiko dar.

1. CO₂-Leckagen würden die positiven Auswirkunken der CCS-Technologie auf das Klima negieren. Die Bemühungen zum Schutz des Klimas wären umsonst, und für Gegenmaßnamen wäre es zu spät.
2. Durch CO₂ gelöste Schadstoffe könnten ins Grundwasser gelangen. (20)
3. Bei der Verpressung von CO₂ in salinare Aquifere könnte Salzwasser verdrängt werden und ins Grundwasser gelangen.
4. Aufsteigen des CO₂ bis kurz unter die Oberfläche würde Pflanzen und Bodentiere töten und die Böden versauern lassen. (21)
5. Durch CCS können die Treibhausgasemissionen der Kraftwerke um 78 Prozent reduziert werden, Wird das beim Kohleabbau freigesetzte Grubengas mitberücksichtigt, liegt das Reduktionspotential von CCS nur noch bei 68 Prozent. Es wird also trotz CCS sehr viel CO₂ emittiert. (22)
6. Durch den sich verschlechternden Wirkungsgrad wird sehr viel mehr Kohle gefördert werden müssen. Damit wird die Landschaftliche Zerstörung der Umwelt zusätzlich beschleunigt.

Ökonomische Risiken

1. Der Haftungsübergang für die Lagerstätten an die Länder stellt ein großes Risiko für die Landeshaushalte dar. (23)
2. Die Investitionen in erneuerbare Energien müssen ohnehin getätigt werden, da Kohle eine endliche Ressource ist.
3. CCS steht mit Geothermie und Druckluftspeichern in einem Nutzungskonflikt, da für CO₂-Lagerung und Geothermie bzw. Druckluftspeicher ähnliche geologische Strukturen benötigt werden. Sind diese Strukturen mit 2gefüllt, sind sie für die anderen Technologien auf Dauer unbrauchbar.(24)
4. CCS könnte die Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland verlangsamen, sodass eine Führungsrolle der deutschen Wirtschaft bei den Erneuerbaren nicht ausgebaut werden kann.

Quellenverweise
1) EU-Richtlinie zu CCS: Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23.4.2009 über die geologische Speicherung von Kohlendioxid und zur Änderung der Richtlinie 85/337/EWG des Rates sowie der Richtlinien 2000/60/EG, 2001/80/EG, 2004/35/EG, 2006/12/EG und 2008/1/EG des Europäischen Parlaments und des Rates sowie der Verordnung (EG) Nr. 1013/2006.

2) Bundestag: www.bundestag.de/dasparlament/2009/27/Titelseite/24972537.html ; abgerufen am 11.08.2010

3) Referentenentwurf für ein Gesetz zur Demonstration und Anwendung von Technologien zur Abscheidung, zum Transport und zur dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid, Stand 23.07.2010

4) BMU-10-Punkte-Sofortprogramm: www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/10-punkte-sofortprogramm_bf.pdf abgerufen am 02.10.2010

5) Ilse, Jürgen: CCS– eine Zukunftsoption zwischen  Politikum und Forschungsstadium; Glückauf 144 (2008) Nr. 9;  S. 537

6) Schadstofffreisetzungs und -verbringungsregister; www.prtr.bund.de/frames/index.php
?PHPSESSID=fbebc5fcf67810f08c9fc2ef579d596b&gui_id=PRTR; abgerufen am 11.10.2010

7) Ilse, Jürgen: CCS – eine Zukunftsoption zwischen  Politikum und Forschungsstadium. Glückauf 144 (2008) Nr. 9;  S. 538

8) Falsche Hoffnung warum CO₂-Speicherung und -Lagerung das Klima nicht retten werde; Greenpeace International; Amsterdam; 05. 2008, S.10

9) Reinhard Grünwald; TAB-Arbeitsbericht Nr. 120; Berlin; 2007; S.5

10) Ilse, Jürgen: CCS – eine Zukunftsoption zwischen  Politikum und Forschungsstadium; Glückauf 144 (2008) Nr. 9,  S. 53

11) Klimaschutz und Energieversorgung in Deutschland  1990-2020; DPG; Bad Honnef; 09.2005; S.77)

12) Grünwald, Reinhard: CO₂-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken; TAB; Arbeitsbericht 120; 11. 2007; S. 55

13) Grünwald, Reinhard: CO₂-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken; TAB; Arbeitsbericht 120; 11. 2007; S.86

14) Deutscher Bundestag; Drucksache 16/9896; 01.07.2008; S.46

15) Gesetz zur Regelung von Abscheidung, Transport und dauerhafter Speicherung von Kohlendioxid; Drucksache 16/12782; 27.04.2009;  §3, 7.

16) Abscheidung Transport und Speicherung von Kohlendioxid der Gesetzentwurf der Bundesregierung im Kontext der Energiedebatte; SRU; Stellungnahme; 04.2009; S. 25-26)

17) Deutscher Bundestag; Drucksache 16/9896; 01.07.2008; S. 7

18) de.wikipedia.org/wiki/Kohlenstoffdioxid#cite_note-71; abgerufen am 02.06.2010

19) de.wikipedia.org/wiki/Nyos-See; abgerufen am 02.06.2010

20) www.scienceblogs.de/wissen-schafft-kommunikation/2008/08/co2-unfall-monchengladbach.php; abgerufen am 02.06.2010

21) Falsche Hoffnung warum CO₂-Speicherung und -Lagerung das Klima nicht retten werde; Greenpeace International; 05. 2008; S. 27

22) Geologische CO₂-Speicherung als klimapolitische Handlungsoption; Wuppertal Institut GmbH; kein Datum; S.23

23) Abscheidung Transport und Speicherung von Kohlendioxid der Gesetzentwurf der Bundesregierung im Kontext der Energiedebatte; SRU; Stellungnahme; 04.2009; S. 25

24) Abscheidung, Transport und Speicherung von Kohlendioxid der Gesetzentwurf der Bundesregierung im Kontext der Energiedebatte; SRU; Stellungnahme; 04.2009; S. 14