Die Zeit ist gekommen: Die Regierung Biden muss strenge CO2-Emissionsstandards für den Energiesektor verabschieden
Das Problem der Klimaverschmutzung durch den Energiesektor ist so groß, dass es sowohl Push- als auch Pull-Maßnahmen erfordert - d. h. staatliche Anreize, die die Industrie zu positiven Maßnahmen bewegen, in Kombination mit der Regulierung gefährlicher und gesundheitsschädlicher Verschmutzung, die diejenigen, die nicht schnell genug vorankommen, unter Druck setzt. Es kommt nicht oft vor, dass ein Industriezweig gleichzeitig einem politischen Druck und einer Sogwirkung ausgesetzt ist, aber wenn dies der Fall ist, kann dies ein erhebliches Potenzial für dramatische Emissionssenkungen freisetzen. Dies ist derzeit bei der Abgasreinigung in mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerken der Fall.
Der Inflation Reduction Act, der in diesem Sommer verabschiedet wurde, bietet dem amerikanischen Energiesektor Anreize für den Übergang zu sauberer Energie. Gleichzeitig ist die Regierung Biden verpflichtet, im Rahmen des Clean Air Act strenge Kohlendioxid-Emissionsnormen für den Energiesektor zu erlassen, und zwar im Lichte des Urteils West Virginia vs. EPA.
Das Gesetz verpflichtet die Environmental Protection Agency (EPA), alle hinreichend nachgewiesenen Systeme zur Kontrolle der Umweltverschmutzung im Energiesektor zu untersuchen, das beste System unter Berücksichtigung von Kosten, Energie und Umweltfaktoren auszuwählen und dann auf der Grundlage dieses besten Systems Emissionsstandards festzulegen. Die Bundesstaaten und Energieversorgungsunternehmen müssen dann die Verschmutzungsgrenzwerte mit den von ihnen gewählten Mitteln einhalten.
Damit eine Technologie angemessen demonstriert werden kann, muss sie nicht an jeder Straßenecke zu finden sein. In der Tat ist es unwahrscheinlich, dass die Industrie ohne Anreize und Vorschriften von sich aus Schadstoffkontrollen einführt. Stattdessen muss die EPA nachweisen, dass das System verfügbar ist, und sie kann diesen Nachweis durch eine Reihe von Mitteln erbringen: Garantien von Anbietern, Literaturrecherche, Pilotanlagen, Testprogramme oder Erfahrungen mit der Technologie in anderen Branchen. CO2-abscheidung und die Sequestrierungstechnologie verfügen über diese Voraussetzungen in hohem Maße. Es gibt keine technologischen Hindernisse für den Einsatz von CO2-abscheidung im Energiesektor, es mangelt lediglich an Anreizen und Vorschriften.
Die Industrie nutzt CO2-abscheidung und die Speicherung seit Jahrzehnten. Nach der Verabschiedung des Inflationsbekämpfungsgesetzes werden nun weitere Anwendungen von CO2-abscheidung in Kraftwerken in Betracht gezogen, wie auf der nachstehenden Karte dargestellt. Viele der CO2-abscheidung Projekte im Energiesektor, die derzeit geprüft werden, betreffen erdgasbefeuerte Kombikraftwerke (NGCC). Die nachstehende Tabelle zeigt, dass bei mindestens 14 CO2-abscheidung Projekten in NGCC-Kraftwerken detaillierte technische Arbeiten, so genannte Front End Engineering Design (FEED)-Studien, durchgeführt werden, um ein Projekt gründlich zu planen. Diese FEED-Studien zeigen das echte Interesse und die Fähigkeit der Industrie, CO2-abscheidung zu übernehmen. Dabei handelt es sich nicht um rein theoretische Übungen: FEED-Studien nutzen derzeit verfügbare Ausrüstung und Know-how, um technische Pläne und Kostenschätzungen für wichtige Investitionsentscheidungen zu erstellen.
U.S. CO2-abscheidung Aktivität Projektkarte (Kohle- und Gasprojekte)
Erdgas CO2-abscheidung und Speicherprojekte
| Projekt | Größe | Menge | Anmerkungen |
|---|---|---|---|
| Panda Energy, TXi | 420 MW | 645.000-1 Million Tonnen pro Jahr je nach Kapazitätsfaktor | Bestehendes NGCC, FEED abgeschlossen |
| Quail Run Energiezentrum, TX | 550 MW | 1,5 Millionen Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| Deer Creek Energiezentrum, TXii | 1.116 MW | 5 Millionen metrische Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| Baytown Energy Center, TX | |||
| Delta Energy Center, CAiii | 857 MW | 2,3 Millionen Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| Werk Barry, ALiv | 525 MW | 1,5 Millionen Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| Kraftwerk Polk, FLv | ~280 MW | ~800.000 Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| LG&E | 700 MW | 1,7 Millionen Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| Mustang Station, TXvi | 460 MW | 1,6 Millionen Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| Chevron Kern River Eastridge, CA | 50 MW, Dampf | 300.000 metrische Tonnen/Jahr | Bestehende Kraft-Wärme-Kopplung, Vor-FEED |
| CalCapture, CA | 550 MW | Bis zu 1,4 Millionen Tonnen/Jahr | Bestehende NGCC, FEED |
| Coyote Clean Power, CO | 280 MW | 850.000 metrische Tonnen/Jahr | Neues Erdgas, Allam-Zyklus, Pre-FEED |
| Broadwing Saubere Energie, IL | 280 MW | 850.000 metrische Tonnen/Jahr | Neues Erdgas, Allam-Zyklus, Pre-FEED |
| Konkurrenzfähige Power Ventures , WV | 1800 MW | Nicht angekündigt, aber mehr als 4 Millionen Tonnen/Jahr | Neue NGCC-CCS, frühe Entwicklung |
Weitere sechs Kohlekraftwerke befinden sich ebenfalls in der FEED-Phase, wie aus der folgenden Tabelle hervorgeht.
Kohle CO2-abscheidung und Speicherprojekte
| Projekt | Größe | Menge | Anmerkungen |
|---|---|---|---|
| Projekt Tundra, ND | 455 MW | 3,3 Millionen Tonnen/Jahr | FEED abgeschlossen |
| Trockengabel, WY | 400 MW | 2,2 Millionen metrische Tonnen/Jahr | Pre-FEED |
| Dave Johnson, WY | 330 MW | 1,26 Millionen Tonnen/Jahr | Pre-FEED |
| Gerald Gentleman, NE | 700 MW | 4,3 Millionen metrische Tonnen/Jahr | Pre-FEED |
| Madison Einheit 3, LA | 600 MW | 3,6-5,0 Millionen Tonnen/Jahr | NGCC, FEED |
| Prärie-Staat, IL | 800 MW | 6,2-8,2 Millionen Tonnen/Jahr | FEED abgeschlossen |
Das Ausmaß derCO2-Abscheidung aus diesen Anlagen ist erheblich. Derzeit werden in den USA jährlich etwa 16 Millionen Tonnen aus industriellen Quellen abgeschieden und dauerhaft gebunden. Wenn alle diese CCS-Projekte für Gas- und Kohlekraftwerke in den USA gebaut werden, werden sie zu fast 50 Millionen Tonnen CO2-abscheidung pro Jahr führen, mehr als doppelt so viel wie die USA derzeit einfangen. Diese Projekte sind ein deutliches Zeichen dafür, dass die CO2-abscheidung Technologie ausreichend demonstriert, kommerziell verfügbar und erschwinglich genug ist, um ernsthaft in Betracht gezogen zu werden. Wäre dies nicht der Fall, würden sich die Entwickler auf andere Bereiche konzentrieren.
Auch andere Länder erwägen CO2-abscheidung bei Erdgaskraftwerken. Da diese Länder nicht über die Anreize verfügen, die die USA bieten, gibt es dort weniger Projektvorschläge, wie aus der nachstehenden Tabelle hervorgeht. Dies zeigt jedoch, dass die Abscheidungstechnologie verfügbar und ausreichend demonstriert ist.
Internationale CO2-abscheidung und Speicherprojekte
| Projekt | Größe | Menge | Anmerkungen |
|---|---|---|---|
| Genesee 1 und 2, Alberta Kanadavii | 1.360 MW | 3 Millionen metrische Tonnen/Jahr | Repowering von Kohlekraftwerken mit NGCC-CCS |
| Peterhead, UK | 910 MW | 1,5-2 Millionen Tonnen/Jahr | Neue NGCC, FEED |
| Keady, UK | 910 MW | 1,5 Millionen Tonnen/Jahr | Neue NGCC, FEED |
| Net-Zero Teeside, UK | 860 MW | Bis zu 2 Millionen Tonnen/Jahr | Neue NGCC, FEED |
| Staythrope, UK | 1.700 MW | Nicht angekündigt | NGCC, FEED |
Die Abscheidungstechnologie in Kraftwerken kann auf eine lange Erfahrung zurückblicken. In den vergangenen Jahrzehnten half die Abscheidung aus Erdgas bei der Demonstration von CO2-abscheidung auf Kohle. So nutzte MHI vor zwölf Jahren seine Erfahrungen mit der Abscheidung in erdgasbefeuerten Kesseln, um die Abscheidung in einem 25-MW-Slipstream im Kraftwerk Barry der Southern Company in Alabama zu demonstrieren. Der Erfolg im Werk Barry ermöglichte es Petra Nova, CO2-abscheidung in einem viel größeren Maßstab einzusetzen. In ähnlicher Weise entwickelte Fluor von 1991 bis 2005 ein CO2-abscheidung Projekt im Bellingham NGCC-Kraftwerk in Massachusetts, bei dem 85-95% desCO2 aus einem 40-MW-Slipstream abgeschieden wurden. Auf der Grundlage dieser Erfahrungen wurde ein Pilotprojekt zur CO2-Abscheidung in einem Kohlekraftwerk in Wilhelmshaven, Deutschland, entwickelt, das 2012 in Betrieb genommen wurde. Diese Erfahrungen aus Kohlekraftwerken können auf erdgasbefeuerte Kombikraftwerke übertragen werden. Sie verwenden häufig dieselbe Familie von Lösungsmitteln zur Kohlendioxidabscheidung mit geringfügigen Änderungen, um den Unterschieden in der Rauchgaszusammensetzung Rechnung zu tragen. Diese Lösungsmittel wurden jahrelang getestet. Seit 2012 haben viele führende Anbieter von CO2-abscheidung Lösungsmitteln (darunter Aker, Cansolv, Fluor, ION, Carbon Clean Solutions, MHI) im Technologiezentrum Mongstad (Norwegen) umfangreiche Testkampagnen durchgeführt, bei denen 80 Tonnen Rauchgas pro Tag aus Kombikraftwerken abgeschieden werden können. In den jüngsten Testkampagnen wurde dieCO2-Abscheidung mit flexiblem Anlagenbetrieb demonstriert.
Schließlich ist es wichtig zu erkennen, wie wichtig strenge technologiebasierte Standards sind, um unsere Klimaziele voranzubringen - ohne sie können wir unseren Zielen einfach nicht näher kommen. Damit diese Kohlenstoffverschmutzungskontrollen bei Kohlekraftwerken funktionieren, müssen modernste Luftverschmutzungskontrollen eingesetzt werden, und bei NGCCs müssen ebenfalls modernste Kontrollen verwendet werden. Das ist eine Win-Win-Situation, für das Klima und für die Gemeinden.
i Siehe auch W.R. Elliot, Front-End Engineering Design (FEED) Study for a CO2-abscheidung Plant Retrofit to a Natural Gas-Fired Gas Turbine Combined Cycle Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1836563.
ii Siehe auch, Deer Park Energy Center, Calpine, https://www.calpine.com/deer-park-energy-center (zuletzt besucht am 6. Februar 2023).
iii Siehe auch Andrew Awtry, ION Clean Energy, "Project Delta" Front-End Engineering and Design for a CO2 Capture System at Calpine's Delta Energy Center (2022), https://netl.doe.gov/sites/default/files/netl-file/22CM_PSC17_Awtry_0.pdf (präsentiert auf dem National Energy Technology Laboratory Carbon Management Project Review Meeting, Aug. 15 - 19, 2022).
iv Siehe auch, Landon Lunsford, Southern Company Services, Inc., Front End Engineering Design of Linde-BASF Advanced Post-Combustion CO2 Capture Technology at a Southern Company Natural Gas-Fired Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1890156.
v Das Formular des Department of Energy für die FEED-Studie (Categorical Exclusion Designation Form) legt nahe, dass nur Block 2 Gegenstand der FEED-Studie ist. Daher wird dieCO2-Menge, die Gegenstand der FEED-Studie ist, gegenüber der Ankündigung des DOE nach unten korrigiert. Dep't of Energy, NETL, Categorical Exclusion (CX) Designation Form for Project No. DE-FOA-0002515 (2022), https://www.energy.gov/sites/default/files/2022-11/CX-026914.pdf.
vi Siehe auch Gary Rochelle et al., Cost Details from Front-End Engineering Design of Piperazine with Advanced Stripper (2022), https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=4281548.
vii Siehe auch Burns & McDonnell Delivers on Capital Power's Genesee Repowering Project, Burns & McDonnell (Sept. 29, 2021), https://www.burnsmcd.com/news/capital-power-genesee-repowering-project.
