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CO2-abscheidung und Speicherung: Was können wir aus der Erfolgsbilanz der Projekte lernen?

31. Juli 2024 Kategorie: Industrie, Technologie Arbeitsbereich: CO2-abscheidung
Petra Nova

Zusammenfassung

CO2-abscheidung und Speicherung (CCS) ist eine Technologie zur Bekämpfung der Umweltverschmutzung, mit der sich die Emission von CO2 in die Atmosphäre zu verhindern, indem es tief unter der Erdoberfläche dauerhaft gespeichert wird. Die Technologie kann auch historisches CO2 Emissionen direkt aus der Luft entfernen. Um die internationalen Verpflichtungen zur Begrenzung der globalen Erwärmung zu erfüllen, müssen Milliarden von Tonnen CO2 Abscheidung und geologische Speicherung bis zur Mitte des Jahrhunderts erfordern - eine Größenordnung, die um ein Vielfaches größer ist als heute. Während CCS-Komponenten schon seit Jahrzehnten verfügbar sind, sind die politischen Maßnahmen, die ihre Anwendung zur Eindämmung des Klimawandels vorantreiben sollen, neueren Datums, und der Umfang dieser Maßnahmen hat in den letzten Jahren zugenommen.

Dieser Bericht untersucht 13 bedeutende Projekte, bei denen CCS-Technologien Technologien in großem Maßstab eingesetzt haben. Bei mehreren dieser Projekte wurde das CO2 hauptsächlich aus kommerziellen Motivenwie z. B. der Steigerung der Ölproduktion. Einige haben versucht zu demonstrieren neue oder bestehende Technologien in einer bestimmten Branche oder in größerem Maßstab, oder um Erfahrungen mit bestimmten Speichergeologien zu sammeln. Nur relativ wenige mussten CCS einführen, um eine gesetzliche Anforderung zu erfüllen. Die technischen Leistungen und betrieblichen Herausforderungen, die bei jeder dieser Projekts werden zusammengefasst und in den Kontext der verschiedenen Motivationsfaktoren für ihre Entwicklung gestellt.

Auf der Grundlage dieser Fallstudien hebt der Bericht die folgenden Kernpunkte hervor:

  • Mehrere Großprojekte, darunter Sleipner, die Alberta Carbon Trunk Line und Quest, haben durchweg hohes Niveau der technischen Leistung, demonstriert einen erreichbaren Standard, auf den immer mehr Projekte aufbauen sollten - und müssen -, damit die Klimaziele bleiben in Reichweite bleiben.
  • Die häufig zitierten "großen" CCS-Projekte repräsentieren einen Bruchteil der vielen kommerziellen Technologien aktiv Abscheidung, Transport und Speicherung von CO2.
  • Betriebserfahrung, technologisches Lernen und Innovation können dazu beitragen, die technischen Herausforderungen zu bewältigen, die sich ergeben, wenn CCS in größerem Maßstab oder in vielfältigeren Anwendungen eingesetzt wird. Mehrere groß angelegte CCS-Projekte wurden in erster Linie entwickelt, um solche Erfahrungen zu sammeln, und haben zu deutlichen Verbesserungen der Zuverlässigkeit und Leistung geführt. Die Maximierung der kontinuierlichen technischen Leistung ist diesem Ziel jedoch oft untergeordnet.
  • Um das Vertrauen der Öffentlichkeit zu stärken und technologische Verbesserungen zu beschleunigen, sollten CCS-Projekte gefördert oder verpflichtet werden ihre Leistungsdaten und Herausforderungen so transparent wie möglich zu machen.
  • Die richtige Politik und Vorschriften können sicherstellen, dass neue CCS-Projekte geplant und betrieben werden betrieben werden um maximieren ihre Klimawirkung zu maximieren. Da die derzeitige Welle der geplanten CCS-Einführung zunehmend durch klimabezogene Politiken vorangetrieben wird, ist zu erwarten, dass sich die Projektleistung stetig verbessern wird.

Hintergrund

Um zu verhindern, dass dieCO2-Konzentration in der Atmosphäre ein Niveau erreicht, das eine gefährliche globale Erwärmung verursachen würde, besteht ein breiter wissenschaftlicher Konsens darüber, dass die geologische Speicherung vonCO2 eine wichtige Rolle spielen wird. Die vom Internationalen Ausschuss für Klimaänderungen (IPCC) und der Internationalen Energieagentur (IEA) entwickelten Pfade zur Eindämmung von Treibhausgasen erfordern bis 2050 die Speicherung von mehreren Milliarden TonnenCO2 pro Jahr.1 Die als CO2-abscheidung und Speicherung (CCS) bekannten Technologien umfassen die Verfahren, mit denenCO2 von den Emissionsquellen getrennt, transportiert und zur dauerhaften Speicherung tief unter die Erdoberfläche injiziert wird. 

Die grundlegenden Technologien, aus denen CO2-abscheidung und die Speicherung bestehen, sind seit Jahrzehnten verfügbar:    

  • Abscheidung - Die ersten Patente für dieCO2-Abscheidung (CO2-abscheidung) wurden in den 1930er Jahren erteilt. In den 1960er Jahren konnte die Industrie aus verschiedenen kommerziellen Abscheidungsverfahren wählen.2   
  • Abscheidung - Mindestens 160 Millionen TonnenCO2 werden jedes Jahr für die Verwendung in Branchen wie der Lebensmittel-, Getränke- und Düngemittelindustrie abgeschieden.3 
  • Transport - Über 8.500 Kilometer Pipelines transportierenCO2 in den Vereinigten Staaten. In den letzten 50 Jahren haben sie über 500 Millionen TonnenCO2 transportiert.4  
  • Speicherung - Die Injektion vonCO2 in den tiefen Untergrund ist gut erforscht. Seit 1996 wurden in Norwegen mehr als 20 Millionen TonnenCO2 in spezielle geologische Lagerstätten für Klimazwecke verpresst. In den USA wurden seit den 1970er Jahren mehr als 850 Millionen Tonnen sicher für ein Verfahren verpresst, das als verbesserte Ölgewinnung bekannt ist.5   

Die Kombination dieser Technologien zur Bekämpfung des Klimawandels ist jedoch relativ neu und kann kostspieliger sein. Die kommerzielle Produktion vonCO2 konzentrierte sich in der Vergangenheit auf Emissionsquellen mit höherem Reinheitsgrad, aus denen dasCO2 leichter abgetrennt werden kann. Um den Klimawandel zu bekämpfen, muss CO2-abscheidung jedoch auf eine Vielzahl von Industriezweigen angewandt werden, für die es nur wenige Alternativen zur Dekarbonisierung gibt, wie z. B. Zement, Stahl und Petrochemie, wo die Kosten für dieCO2-Abscheidung oft viel höher sind. ObwohlCO2 seit langem als Nebeneffekt der zunehmenden profitablen Ölförderung geologisch gespeichert wird, werden klimabezogene Projekte zunehmendCO2 in tiefen salinen Aquiferen speichern müssen: im Grunde eine Abfallentsorgung, die nur zusätzliche Kosten verursacht. In vielen Fällen wird auch derCO2-Transport teurer und komplexer werden, da industrielle Emissionsquellen, die weit von unterirdischen Speichern entfernt sind,CO2 zu weit entfernten Injektionsstellen transportieren müssen. 

41 kommerzielle CO2-abscheidung und Speicherprojekte sind nach Angaben des Global CCS Institute (GCCSI) derzeit in Betrieb; dabei handelt es sich um Großanlagen, die das von Industrieanlagen oder fossilen Kraftwerken erzeugteCO2 abscheiden und speichern.6 Die meisten von ihnen wurden jedoch nicht für Klimazwecke entwickelt und müssen nicht so arbeiten, dass dieCO2-Emissionen in die Atmosphäre minimiert oder das gespeicherteCO2 maximiert wird. Bei vielen handelt es sich um rein kommerzielle Vorhaben, bei denen das als Nebenprodukt anfallendeCO2 an die Betreiber von Ölfeldern verkauft werden könnte, um es bei der Ölförderung, der so genannten Enhanced Oil Recovery (EOR), einzusetzen. Einige wurden entwickelt, um neue Abscheidungstechnologien zu testen, eine Dekarbonisierungsstrategie des Unternehmens zu signalisieren oder ein gewisses Maß anCO2-Reduktion zu erreichen, aber nur sehr wenige haben Anreize oder sind verpflichtet, ihren Klimanutzen zu maximieren. 

Gleichzeitig werden viele der Technologien, die für eine breitere Anwendung von CO2-abscheidung und Speicherung erforderlich sind, erfolgreich und in großem Maßstab in Anlagen eingesetzt, die nicht auf der Liste des GCCSI stehen. Die Abtrennung vonCO2 bei der Produktion von Erdgas und Düngemitteln ist alltäglich und wird in Hunderten von Anlagen weltweit betrieben. Selbst die Abscheidung vonCO2 aus schwierigeren Quellen wie der Kohle- und Gasverbrennung wird in großem Umfang für die Produktion vonCO2 für die kommerzielle Nutzung genutzt.7 Rund 80 % des für EOR verwendetenCO2 wird nicht aus industriellen Prozessen abgeschieden, sondern aus natürlichenCO2-Lagerstätten 'gewonnen'.5  

Die 41 kommerziellen Projekte stellen daher lediglich eine Momentaufnahme der Orte dar, an denen kommerzielle oder politische Anreize dazu geführt haben, dass diese bestehenden Technologien aufeinander abgestimmt wurden. 

Analysen der globalen Dekarbonisierungspfade deuten darauf hin, dass wir jährlich Milliarden TonnenCO2 abscheiden und speichern müssen, um die Erwärmung auf 1,5°C zu begrenzen - dies wird zweifellos neue technische, wirtschaftliche und politische Herausforderungen mit sich bringen(Abbildung 1). In vielen Fällen wird es erforderlich sein, diese bestehenden Technologien in viel größerem Maßstab einzusetzen, größereCO2-Anteile abzuscheiden oder sie auf andere Gaszusammensetzungen anzuwenden, was technische Herausforderungen mit sich bringt und höhere Kosten verursacht.CO2 wird an neuen Orten geologisch gespeichert werden, die nicht immer genau wie vorhergesagt reagieren. Wissenschaftler und Ingenieure in diesen Bereichen sind zuversichtlich, dass alle technischen Herausforderungen überwunden werden können und müssen, und es gibt bereits zahlreiche Belege dafür, dass mit zunehmender Erfahrung entsprechende Verbesserungen vorgenommen werden. 

Die wirtschaftliche Herausforderung war das weitaus größere Hindernis für neuere Bemühungen, CCS zum Nutzen des Klimas einzusetzen. Im Gegensatz zu den meisten der 41 von der GCCSI ermittelten Projekte ist CCS eine reine Umweltschutztechnologie, wenn es auf diese Weise eingesetzt wird. Wie andere Technologien zur Bekämpfung der Umweltverschmutzung wird sie nur dann eingesetzt werden, wenn es dafür eine gesetzliche Vorschrift oder einen finanziellen Anreiz gibt. Im Falle von CO2-abscheidung und Speicherung könnte dies ein hoher Preis für Kohlenstoffemissionen sein. Es ist nicht verwunderlich, dass die wenigen Projekte, die durch solche Regulierungsmaßnahmen vorangetrieben wurden, durchweg eine maximaleCO2-Speicherung erreicht haben10, und es werden noch mehr solcher Projekte entwickelt werden, wenn sich die Klimapolitik stärker auf das Erreichen des Netto-Nullpunkts konzentriert. Obwohl CO2-abscheidung in den 2000er-Jahren politisches Interesse an dieser Technologie geweckt hat, wurde sie nicht angemessen unterstützt, was dazu führte, dass viele Projekte aus einfachen wirtschaftlichen Gründen gestrichen wurden - niemand wirdCO2 umsonst abscheiden und speichern. 

Kasten 1: Wie funktioniert CO2-abscheidung ? 

CO2 muss in einem relativ reinen Zustand vorliegen, bevor es sicher transportiert und unterirdisch gelagert werden kann. CO2-abscheidung bezieht sich auf eine breite Palette von Verfahren, mit denenCO2 von den anderen Gasen getrennt werden kann, mit denen es bei industriellen Prozessen entsteht - häufig ist dies vor allem Stickstoff aus der Luft. Die meisten der in diesem Bericht untersuchten CCS-Großprojekte verwenden eine Form des in Abbildung 2 dargestellten Abscheidungsverfahrens, das auf organischen Molekülen, so genannten Aminen, basiert, die mitCO2 reagieren und es binden können. Das Gasgemisch wird in einen Absorber"-Reaktor geleitet, in dem die Aminlösung nach unten fließt und mit demCO2 reagiert. Die Aminlösung, die nun das gebundeneCO2 enthält, wird in einen anderen Reaktor (den so genannten Stripper oder Regenerator) gepumpt, wo sie erhitzt wird, um reinesCO2 freizusetzen. Das gereinigte Gas muss mit speziellen Kompressoren verdichtet werden, bevor es transportiert und in unterirdische Lagerstätten gepumpt wird. 

Um diesen Prozess energieeffizienter zu gestalten, gibt es zahlreiche Wärmetauscher - Geräte, die dazu beitragen, Wärme von heißeren Gasen oder Flüssigkeiten auf kältere zu übertragen. Diese werden zum Beispiel eingesetzt, um die Aminlösung mit Dampf zu erhitzen und Wärme von der heißen Aminlösung zur kalten Aminlösung zu leiten. Mehrere der technischen Herausforderungen, die in den Fallstudien in diesem Bericht beschrieben werden, betreffen die Verbesserung der Leistung und Zuverlässigkeit von Wärmetauschern sowie von beweglichen Teilen wie Ventilatoren, die das Gas durch das System bewegen, und Kompressoren, die dasCO2 für den Transport in einen flüssigen Zustand versetzen. 

Das Verfahren zur Abscheidung auf Aminbasis wurde erstmals in den 1930er Jahren patentiert und wird seit Jahrzehnten zur Entfernung vonCO2 aus Erdgas und in verschiedenen anderen industriellen Anwendungen eingesetzt.11 Varianten des Verfahrens sind von verschiedenen Herstellern erhältlich. Eine alternative Technologie, die ebenfalls in mehreren Großprojekten eingesetzt wird, besteht darin, dasCO2 in organischen Lösungsmitteln (wie kaltem Methanol) zu lösen, anstatt es chemisch zu binden. Dies funktioniert am besten beiCO2-haltigen Gasströmen unter hohem Druck und wird vor allem in der petrochemischen Industrie eingesetzt. 

CO2-abscheidung und Fallstudien zu Speicherprojekten

Verarbeitung von Erdgas 

Bei den meisten der heute als kommerzielle CCS-Projekte eingestuften Vorhaben geht es um die Abtrennung vonCO2 aus Erdgas (Methan). DiesesCO2 wird nicht vom Menschen erzeugt, sondern ist mit dem Methan in den unterirdischen porösen Gesteinen, die die Erdgaslagerstätten bilden, vermischt. Erdgas kann eine große Bandbreite anCO2-Konzentrationen enthalten - bis zu 80 % bei einigen Lagerstätten -, die in der Regel auf unter 3 % oder weniger gesenkt werden müssen, bevor das Erdgas für den Verbrauch verkauft werden kann.12 Technologien zur Abtrennung vonCO2 aus Erdgas wurden erstmals in den 1930er Jahren entwickelt und sind heute Standard in der Industrie(siehe Kasten 1).13 Diese Technologien, die seit langem für dieCO2-Abtrennung aus Erdgas eingesetzt werden, bilden auch die Grundlage für viele derCO2-Abscheidungstechnologien, die jetzt in größerem Umfang auf andere vom Menschen verursachteCO2-Quellen angewendet werden. 

Obwohl die Abtrennung vonCO2 aus Erdgas weit verbreitet ist, wird dasCO2 normalerweise einfach in die Atmosphäre abgeleitet. Einige Anlagen, die sich in der Nähe geeigneter Ölfelder befinden, haben einen Nutzen aus demCO2-Nebenprodukt gezogen, indem sie es für EOR verwenden. Diese Projekte werden oft als frühe CCS-Projekte eingestuft, aber sie sind eher durch kommerzielle als durch klimapolitische Anreize motiviert. Seit 1996 wurden einige Erdgasverarbeitungsanlagen durch Klimavorschriften dazu gebracht, das von ihnen produzierteCO2 einfach zu speichern, ohne es für die Ölförderung zu verwenden. Einige andere haben noch immer EOR betrieben, waren aber bestrebt, das gespeicherteCO2 zum Nutzen des Klimas zu maximieren. 

Das Sleipner CCS-Projekt 

Sleipner-Plattform
Quelle: Equinor, https://www.equinor.com/energy/sleipner  

Beschreibung: Das Sleipner CCS-Projekt ist eine Offshore-Erdgasförderplattform in der norwegischen Nordsee. Das aus dem Gasfeld Sleipner West geförderte Gas enthält etwa 4-9,5 %CO2, das auf maximal 2,5 % reduziert werden muss, um den kommerziellen Anforderungen zu entsprechen. Die Abtrennung und geologische Speicherung dieses überschüssigenCO2 erfolgt seit Beginn der Gasförderung aus dem Sleipner-West-Feld im Jahr 1996, wobei in der Regel bis zu 1 Million TonnenCO2 pro Jahr injiziert werden. Das Projekt wird von der Öl- und Gasgesellschaft Equinor (ursprünglich Statoil) betrieben.14,15 

CO2 Abscheidung: DasCO2 wird mit Hilfe eines kommerziellen Verfahrens, das aufCO2-bindenden Chemikalien, den so genannten Aminen, basiert, vom Erdgas (Methan) abgetrennt. Bei diesem Verfahren wird das Amin Monodiethylamin (MDEA) verwendet, das zuerst von der Ölgesellschaft Elf (heute TotalEnergies) entwickelt wurde. 

CO2 Speicherung: Das abgeschiedeneCO2 wird in einer salzhaltigen Aquifer-Formation, dem Utsira-Sandstein, 800-1000 Meter unter dem Meeresboden gespeichert.8 

Motivation: 1991 führte Norwegen eine Kohlenstoffsteuer auf Offshore-Öl- und -Gasaktivitäten ein, die mit einem Satz von 51 Dollar pro Tonne emittiertemCO2 begann und bis 2023 auf 70 Dollar pro Tonne anstieg.16 Dies bedeutete, dass es für Sleipner finanziell sinnvoll war, dasCO2, zu dessen Abscheidung es bereits verpflichtet war, zu speichern, anstatt es in die Atmosphäre abzugeben. Sleipner kann als das weltweit erste Projekt angesehen werden, das CCS allein aus Gründen derCO2-Vermeidung eingeführt hat. 

Kosten und Finanzierung: Die Gesamtkapitalkosten für das Projekt werden auf 300 Millionen Dollar geschätzt.17 Die Betriebskosten werden auf 0,75 Millionen Dollar pro Jahr geschätzt.18 

Technische Leistung: Das Projekt ist seit 1996 ununterbrochen in Betrieb und speichert bis Ende 2022 über 19 Millionen TonnenCO2.19 Obwohl die Auslegungskapazität 1 Million Tonnen pro Jahr beträgt, lag sie in den ersten 20 Jahren aufgrund der geringeren Erdgasförderung bei durchschnittlich 0,8 Millionen Tonnen pro Jahr - in den letzten Jahren ist sie aufgrund der rückläufigen Förderung noch weiter gesunken.20  

Im Jahr 2013 wurde in einem Artikel in Nature die Vermutung geäußert, dass die Entdeckung von Rissen im Meeresboden zu Leckagen in der Lagerstätte führen könnte.21 Aus dem Riss traten geringe Mengen Wasser und gelöste Gase aus. Es wurde jedoch nachgewiesen, dass der Bruch vor derCO2-Injektion entdeckt worden war und dass es sich bei den austretenden Gasspuren um natürliche Methanlecks handelte, nicht umCO2 aus Sleipner.22 DerCO2-Speicher bleibt intakt. 

Wichtigste Erkenntnisse: Als erstes groß angelegtes Beispiel für die geologischeCO2-Speicherung in Europa wurde das Sleipner-Projekt zu einer wichtigen Referenz für die technische und rechtliche Entwicklung derCO2-Speicherung in der Region. Es diente als Leitfaden für die EU-Richtlinie über die geologische Speicherung vonCO2", die die rechtliche Grundlage dafür bildet, wie alle EU-Staaten (sowie das Vereinigte Königreich, Norwegen und die Schweiz) die sichere und dauerhafte Speicherung vonCO2 gewährleisten. Das Projekt ist seit 1996 erfolgreich in Betrieb und hat mehrere wichtige Techniken zur detaillierten Überwachung des gespeichertenCO2 demonstriert, darunter seismische Zeitrafferaufnahmen und Drucküberwachung. Dadurch kann die unterirdischeCO2-Fahne ", die sich ausbreitet, in hoher Auflösung überwacht werden(Abbildung 3). 

Das Snøhvit CCS-Projekt 

LNG-Anlage Melkøya 

Beschreibung: Das Snøhvit-CCS-Projekt ist mit der Melkøya-Anlage im hohen Norden Norwegens verbunden, die verflüssigtes Erdgas (LNG) produziert, das per Schiff exportiert werden kann. Das Erdgas wird aus dem Snøhvit-Gasfeld vor der Küste gefördert und über eine Pipeline zur Melkøya-Anlage an Land transportiert. Das Gas enthält etwa 5-8 %CO2, das auf einen sehr niedrigen Wert (einige Teile pro Million) abgetrennt werden muss, um den höheren Anforderungen von LNG zu genügen. Das abgetrennteCO2 wird über eine 153 km lange Pipeline zurück an Land transportiert und dort in eine tiefe geologische Speicherformation eingeleitet. Die Gasproduktion begann im August 2007 und dieCO2-Speicherung im April 2008. Die Anlage kann bis zu 700.000 TonnenCO2 pro Jahr speichern.24 

CO2 Abscheidung: DasCO2 wird mit dem Lösungsmittel "OASE White" der BASF abgetrennt, dessen Hauptbestandteil MDEA ist. 

CO2 Speicherung: DasCO2 wird in salzhaltige Aquifere rund 2,5 km unter dem Meeresboden eingeleitet. Ursprünglich wurde es von 2008 bis 2011 in der Tubåen-Formation gespeichert, bevor es 2011 in die Stø-Formation verlagert wurde.  

Kosten und Finanzierung: Es liegen keine Angaben zu den Projektkosten vor. 

Begründung: Wie bei Sleipner wurde durch die norwegischeCO2-Steuer ein wirtschaftlicher Anreiz für die Speicherung vonCO2 geschaffen. Das Projekt scheint jedoch auch als technologisches Vorzeigeprojekt konzipiert worden zu sein, mit dem gezeigt werden sollte, dass die Öl- und Gasvorkommen in der Region im hohen Norden Norwegens auf umweltfreundlichere Weise ausgebeutet werden können, und das zur Entwicklung von CCS in einer Zeit beitrug, in der Norwegen und die beteiligten Unternehmen ein wachsendes Interesse an dieser Technologie zeigten. Die norwegischen Behörden machten CCS zu einer Voraussetzung für das Erschließungsverfahren. 

Technische Leistung: Bis Ende 2021 hatte das Projekt fast 7 Millionen TonnenCO2 gespeichert.25 Der Wechsel der Speicherstätten nach drei Betriebsjahren war notwendig, weil ein allmählicher Druckanstieg beobachtet wurde, der darauf hindeutete, dass sich dasCO2 nicht so weit im verfügbaren Raum ausbreiten konnte, wie zunächst angenommen. Dies wurde dadurch behoben, dass dasCO2 seit 2011 in eine andere Formation injiziert wird, die besser reagiert hat. Die jährlicheCO2-Injektion erreicht aufgrund von Produktionsunterbrechungen in der LNG-Anlage nicht immer die geplante Kapazität. Vor allem ein Brand im Jahr 2020 führte zur Schließung der Anlage bis 2022.CO2 wird nur in Ausnahmefällen aus der Anlage abgelassen, wofür eine Genehmigung beantragt werden muss.26 

Die wichtigsten Erkenntnisse: Snøhvit ist ein erfolgreiches Beispiel für CO2-abscheidung und Speicherung zum Zweck derCO2-Vermeidung. Der frühzeitige Wechsel der Speicherstätte zeigt, dass künftige Projekte flexibel auf geologische Unwägbarkeiten reagieren müssen und dass alternative Speichermöglichkeiten eingeplant werden können und sollten. Das Projekt ist auch deshalb bemerkenswert, weil es den Transport vonCO2 von einer Onshore-Anlage zu einer Offshore-Injektionsstelle vorsieht, was dem Modell des norwegischen CCS-Projekts 'Northern Lights' (derzeit im Bau) entspricht. 

Shute Creek 

Shute Creek Aufbereitungsanlage
Quelle: ExxonMobil 

Beschreibung: Die Shute Creek Treating Facility in Wyoming wurde Anfang der 1980er Jahre gebaut, um Erdgas aus dem LaBarge-Feld von ExxonMobil zu verarbeiten, das einenCO2-Gehalt von rund 65 % aufweist (und damit den niedrigsten Methananteil in einem kommerziellen Feld zu jener Zeit). Die Anlage trenntCO2, Helium und Schwefelwasserstoff aus dem Gas ab. Ab 1986 wurden bis zu 4,3 Millionen Tonnen des in der Anlage erzeugten reinenCO2-Stroms pro Jahr zur Verwendung in der EOR verkauft. Im Jahr 2010 wurde diese maximale Kapazität auf 7 Millionen Tonnen pro Jahr erhöht. Seit 2005 wurden außerdem rund 0,4 Millionen TonnenCO2 pro Jahr als Teil eines Abfallstroms, der hauptsächlich aus Schwefelwasserstoff besteht, in das ursprüngliche Gasfeld reinjiziert. ExxonMobil gibt an, dass die 7,4 Millionen Tonnen insgesamt über 75 % desCO2 aus dem LaBarge-Feld ausmachen - der Rest wird in die Atmosphäre abgeleitet.27 

CO2 Abscheidung: CO2 und Schwefelwasserstoff werden mit dem kommerziellen SelexolTM -Verfahren aus dem Erdgas entfernt, das erstmals in den 1970er Jahren entwickelt wurde und bei der Erdgasverarbeitung und ähnlichen Anwendungen weit verbreitet ist. Bei dem Verfahren werden täglich etwa 9,6 Millionen KubikmeterCO2 in hochreinen Strömen (über 95 %) erzeugt, ein Teil des Gases wird jedoch als Teil der verdünnten Abfallströme abgeleitet. Die Kapazität der Anlage, das hochreineCO2 für EOR zu verkaufen, hängt von ihrer Fähigkeit ab,CO2 auf Pipelinedruck zu komprimieren - die Kompressionskapazität wurde 2010 erweitert. 

CO2 Speicherung: Abgesehen von dem kleineren sauren Abgasstrom, der in einem Teil des LaBarge-Gasfeldes gespeichert wird, wird dasCO2 der Anlage an verschiedene EOR-Projekte in Rangely, Colorado, und Balroil, Wyoming, verkauft. 

Kosten und Finanzierung: Die Erweiterung um 2,7 Millionen Tonnen im Jahr 2010 soll 86 Millionen Dollar gekostet haben.28 

Motivation: Potenzielle Einnahmen ausCO2-Verkäufen an Ölproduzenten sind eine zusätzliche Einnahmequelle für die Anlage, die im Rahmen ihres normalen Betriebs große Mengen an reinemCO2 erzeugt. ExxonMobil hat die Nachfrage nachCO2 für EOR in diesem Gebiet offenbar überschätzt. Bis Ende der 2000er Jahre lag der langfristige Absatz bei nur der Hälfte der verfügbaren Menge - was letztlich auf die niedrigen Ölpreise in diesem Zeitraum, die abgelegene Lage der Anlage und das Fehlen einer angemessenenCO2-Pipeline-Infrastruktur zurückzuführen war. Die Wyoming Oil and Gas Commission (eine staatliche Aufsichtsbehörde) übte jedoch zunehmend Druck auf die Anlage aus, mehr Anstrengungen zu unternehmen, um dasCO2 für EOR als Mittel zur Erschließung der Ölressourcen des Staates zu vermarkten. In den späten 2000er Jahren führten höhere Ölpreise zu neuen EOR-Projekten und mehrCO2-Pipelines, so dass dieCO2-Kompressionskapazität in Shute Creek erweitert werden konnte. 

Technische Leistung: Es wurden keine Probleme gemeldet, aber eine transparente Berichterstattung ist nicht erforderlich.

Die wichtigsten Erkenntnisse: Das Shute-Creek-Projekt hat Millionen von TonnenCO2 gespeichert, die sonst in die Atmosphäre gelangt wären. Ein erheblicher Teil des in der Anlage abgeschiedenenCO2 wird jedoch nicht gespeichert, weil die Nachfrage der örtlichen Ölproduzenten nicht ausreicht. Im Gegensatz zu Norwegen gibt es in Wyoming keine Vorschriften, die eine solche Freisetzung verhindern oder erschweren.  

GorgonCO2-Injektionsprojekt 

Gorgon Anlage
Quelle: Chevron Australien, https://australia.chevron.com/our-businesses/gorgon-project  

Beschreibung: Das GorgonCO2-Injektionsprojekt von Chevron entnimmtCO2 aus einer Anlage zur Förderung von Flüssigerdgas in Westaustralien. Chevron hat 2016 mit der Erdgasförderung im Offshore-Gasfeld Gorgon begonnen und produziert einen Gasstrom mit einem durchschnittlichenCO2-Gehalt von 14 %.29 Dieses Gas wird in einer Onshore-Anlage auf Barrow Island verarbeitet, wo dasCO2 entfernt werden muss, damit das Methan für den Export per Schiff verflüssigt werden kann. Der CCS-Teil des Projekts begann 2019 und sollte zwischen 3,3 und 4 Millionen TonnenCO2 pro Jahr in eine spezielle Speicherstätte unterhalb von Barrow Island einleiten.30 

CO2 Abscheidung: In der Anlage wird ein kommerzielles Verfahren zur Abscheidung von sauren Gasen aus Erdgas eingesetzt, das von der BASF bereitgestellt wird. 

CO2 Speicherung: DasCO2 wird in einer Tiefe von etwa 2,3 km in eine tiefe Salzlagerstätte, die Dupuy-Formation, verpresst, die aus Sandsteingestein besteht. 

Kosten und Finanzierung: DieCO2-Speicherkomponente des Projekts soll bis Mitte 2020 3,1 Mrd. AU$ (2 Mrd. USD) gekostet haben, bei einem Gesamtbetrag von 54 Mrd. USD für die gesamte Gasförder- und -verarbeitungsanlage.31 Das Projekt ist ein Joint Venture, an dem Chevron (47,3 %), Shell (25 %), Exxon (25 %) und drei japanische Versorgungsunternehmen (jeweils mit einem Anteil von unter 2 %) beteiligt sind.32 Es wurde mit 60 Mio. AU$ aus dem Low Emissions Technology Demonstration Fund der australischen Regierung finanziert.  

Begründung: Die Regierung des Bundesstaates Westaustralien machte dieCO2-Speicherung zur Bedingung für die Inbetriebnahme der neuen Gasproduktionsanlage und stellte die Bedingung, mindestens 80 % des produziertenCO2 in jedem rollierenden Fünfjahreszeitraum zu speichern. Im Jahr 2021 wurde diese Auflage auf 100 % des CO2 in aufeinanderfolgenden Fünfjahreszeiträumen geändert.33 

Technische Leistung: Die Speicherung des abgetrenntenCO2 sollte ursprünglich zeitgleich mit der Gasproduktion im Jahr 2016 beginnen, wurde aber auf August 2019 verschoben. Die Verzögerung wurde zunächst dadurch verursacht, dass abschließende Überprüfungen ergaben, dass das System unter bestimmten Umständen die Kondensation von Wasser in derCO2-Pipeline zulässt, was zu Korrosion führen würde. Ein Wasserentfernungssystem wurde vor denCO2-Kompressoren installiert, wodurch sich der Starttermin verschob. Die Anlage erreichte ihre geplante Injektionskapazität im Februar 2020 und speicherte bis Juni 2020 2,5 Millionen Tonnen. Allerdings traten bald Probleme auf, dieseCO2-Injektionsrate aufrechtzuerhalten. Um zu verhindern, dass der Druck im Speichergestein bei derCO2-Injektion zu stark ansteigt, muss salzhaltiges Wasser (Sole) entnommen und in flachere Gesteinsschichten wieder eingeleitet werden. Die für dieCO2-Injektion vorgesehene Sandsteinformation scheint mehr unverfestigten (lose gebundenen) Sand zu enthalten als erwartet, was dazu führt, dass Sand in den Solestrom gelangt und die Bohrlöcher verstopft, in die er wieder eingespeist wird. Obwohl im August 2021 Anlagen zur Entfernung dieser Feststoffe in Betrieb genommen wurden, kam Chevron zu dem Schluss, dass die geplantenCO2-Injektionsraten ohne zusätzliche Maßnahmen zur Verringerung des Drucks in der Lagerstätte nicht erreicht werden können. Im Geschäftsjahr von Juni 2020 bis Juni 2021 wurden weitere 2,26 Millionen Tonnen eingelagert, die 2021/2022 auf 1,6 Millionen Tonnen und 2022/23 auf 1,71 Millionen Tonnen zurückgingen, da die Probleme mit dem Druck im Reservoir anhielten(Abbildung 4).34 Damit das Projekt seine Auslegungskapazität erreichen kann, plant das Unternehmen, die bestehenden Wasserentnahmebrunnen mit verbesserten Filtersystemen auszustatten und zusätzliche Wasserentnahme- und Injektionsbrunnen zu bohren.

Bis November 2023 hatte Chevron nach eigenen Angaben seit Beginn des Projekts insgesamt 8,8 Millionen Tonnen gespeichert. In den ersten fünf Betriebsjahren des Erdgaskraftwerks - in denen dieCO2-Speicherung größtenteils noch nicht angelaufen war - wurden 9,5 Millionen TonnenCO2 nicht in dem Maße gespeichert, wie es die gesetzliche Vorgabe vorsieht, nämlich 80 % des erzeugtenCO2 zu speichern. Um dieses Defizit auszugleichen, kaufte Chevron im Jahr 2022 5,23 Millionen Tonnen CO2-Kompensationen. Diese bestehen aus von der australischen Regierung ausgestellten Australian Carbon Credit Units (ACCUs), Verified Emission Reductions (ausgestellt durch das Gold Standard-Programm) und Verified Carbon Units (ausgestellt durch das Verified Carbon Standard-Programm). Diese Kompensationen werden durch Projekte wie erneuerbare Energien, Energieeffizienzmaßnahmen und die Wiederherstellung von Ökosystemen generiert.35 Chevron investierte außerdem 40 Millionen AU$ in das Lower Carbon Grants Program, das darauf abzielt, lokale Dekarbonisierungsprojekte in Westaustralien zu unterstützen. Für den Fehlbetrag im Finanzjahr 2023 müssen zusätzliche Kompensationen erworben werden; ab 2025 werden Fehlbeträge jedoch über feste Fünfjahreszeiträume ausgeglichen. 

Die wichtigsten Erkenntnisse: Die anhaltenden Probleme beim Gorgon CCS-Projekt machen deutlich, dass geologische Speicherstätten mit unerwarteten technischen Herausforderungen konfrontiert werden können. Unternehmen und Regierungen, die eineCO2-Speicherung zur Dekarbonisierung planen, sollten dieses Risiko mindern, indem sie sicherstellen, dass die Standortcharakterisierung rigoros durchgeführt wird, und indem sie Notfallpläne mit mehreren möglichen Speicheroptionen entwickeln - insbesondere für eine Speicherung in dieser Größenordnung. Der im Rahmen des Projekts vorgesehene Ausgleich von Treibhausgasemissionen, in erster Linie durch vermiedene Emissionen auf freiwilligen Kohlenstoffmärkten, ist ein kostengünstigerer Ansatz zur Emissionsminderung, der wahrscheinlich keinen so quantifizierbaren Nutzen für das Klima hat wie die geologische Speicherung desCO2.36 Eine strengere Umsetzung der behördlichen Auflage, dass Gorgon CCS als Teil seiner Betriebsgenehmigung verwenden muss, würde verhindern, dass die Anlage zusätzliches geologischesCO2 produziert, während dieCO2-Speicherung nicht funktioniert. Nichtsdestotrotz stellt Gorgon einen wichtigen Schritt zur Verbesserung unseres Verständnisses derCO2-Speichertechnologie in sehr großem Maßstab dar und hat die Emission von fast 9 Millionen TonnenCO2 verhindert. 

Kasten 2: Was ist CO2-abscheidung ? 

CCS-Projekte werden häufig im Hinblick auf die von ihnen erreichte "Abscheidungsrate" erörtert, die sich im Allgemeinen auf die abgeschiedeneCO2-Menge als Prozentsatz dessen bezieht, was abgeschieden werden soll. Dieser Begriff ist jedoch nicht genau definiert und kann von verschiedenen Kommentatoren in unterschiedlichen Bedeutungen verwendet werden. Die nachstehende Tabelle zeigt, auf welche Weise die Abscheidungsrate verwendet wird und wie nützlich sie für die Bewertung der Projektleistung ist. 

Tabelle 1. Die unterschiedlichen Verwendungsweisen des Begriffs "Erfassungsquote 

DefinitionKommentareBeispiel
Der Prozentsatz desCO2, den die Abscheidungsanlage aus dem Abgas abscheidet. Dieser Wert, der manchmal auch als Abscheidungseffizienz bezeichnet wird, misst, wie gut die Abscheidungsanlage funktioniert, wenn sie in Betrieb ist, berücksichtigt aber nicht die Zeiten, in denen die Anlage offline ist. Bei CCS-Projekten wird häufig ein Zielwert für diesen Wert angegeben, der in der Regel bei 80-95 % liegt. Beim Boundary Dam CCS-Projekt werden im Durchschnitt rund 90 % desCO2 aus dem behandelten Gas abgeschieden. 
Der prozentuale Anteil des von der Abscheidungsanlage abgeschiedenenCO2 an der Gesamtmenge des vom Zielabgasstrom erzeugtenCO2.  Dabei werden alle Zeiträume berücksichtigt, in denenCO2 emittiert wird, weil die Abscheidungsanlagen nicht in Betrieb sind. Dies ist der beste Weg, um die Leistung des Abscheidungsprojekts zu bewerten.37  Das Boundary Dam CCS-Projekt ist oft nicht in der Lage, die gesamte Abgasmenge zu verarbeiten, für die es ausgelegt ist, und war außerdem häufiger als erwartet für Wartungs- und Aufrüstungsarbeiten offline. 
Der prozentuale Anteil des von der Abscheidungsanlage abgeschiedenenCO2 am gesamten von der Zielquelle erzeugtenCO2Dadurch werden Abscheidungsprojekte benachteiligt, die nicht für die Beseitigung aller von einer einzigen Schadstoffquelle erzeugten Gase ausgelegt sind. Dies kann auf verschiedene Faktoren zurückzuführen sein, darunter verfügbare Finanzmittel oder technische Herausforderungen. Sie sollte nicht zur Bewertung der Projektleistung herangezogen werden, kann aber einen wichtigen Hinweis darauf geben, wie leicht eine bestimmte CCS-Anwendung genutzt werden könnte, um sich den Nullemissionen anzunähern. Das Brevik CCS-Projekt in Norwegen ist für die Verarbeitung von 50 % der Abgase eines Zementofens ausgelegt. Dies wird durch die verfügbare Abwärmeenergie des Zementwerks bestimmt. Die Behandlung des gesamten Gases ist technisch möglich, würde aber zusätzliche Energiekosten verursachen. 
Der prozentuale Anteil des von der Anlage abgeschiedenenCO2 am gesamtenCO2-Ausstoß des Industriestandorts. Dadurch werden Abscheidungsprojekte an größeren Industriestandorten mit mehreren Emissionsquellen benachteiligt. Dies ist in der Regel nicht aussagekräftig, da für die anderen Quellen in der Regel separate Abscheidungsanlagen erforderlich wären. Das Projekt Illinois Industrial CCS ist darauf ausgelegt, das gesamteCO2 aus der Fermentation von Maiszucker zu Ethanol im ADM-Werk in Decatur abzuscheiden. Der gesamte Industriestandort erzeugt jedoch mehrere Millionen Tonnen andererCO2-Emissionen, die größtenteils mit der Verbrennung fossiler Brennstoffe für Wärme und Strom zusammenhängen. 

Die meisten groß angelegten CCS-Projekte geben eine maximale oder angestrebteCO2-Menge an, die sie im Laufe eines Kalenderjahres abscheiden und speichern können - in der Regel in Einheiten von Millionen Tonnen. Einige Projekte berichten - sofern sie dazu verpflichtet sind - auch über die tatsächlicheCO2-Menge, die sie in jedem Betriebsjahr speichern. Der Vergleich dieser Jahreswerte scheint ein vernünftiges Mittel zu sein, um die Abscheidungsrate des Projekts an sich zu bewerten und gleichzeitig etwaige Mängel beim Transport und der Speicherung vonCO2 zu berücksichtigen. Es gibt jedoch mehrere Gründe, warum die tatsächliche Menge hinter der geplanten Menge zurückbleiben kann, von denen nicht alle mit der Leistung des CCS-Prozesses zusammenhängen: 

  1. Die emittierende Anlage läuft nicht so viel wie erwartet, weil es zu unerwarteten Ausfällen kommt oder die Nachfrage nach ihrer Leistung (z. B. Strom, Brennstoffe, Materialien) sinkt. 
  1. Der Betreiber entscheidet sich dafür, nicht so vielCO2 zu produzieren, wie er könnte, um z. B. den Energieverbrauch zu senken oder der Nachfrage vonCO2-Käufern zu entsprechen. 
  1. Die Abscheidungsanlage kann nicht so vielCO2 aus dem Gas abscheiden, das sie behandelt. 
  1. Die Erfassungs- oder Speichergeräte waren länger als erwartet offline. 
  2. Die Abscheidungs- oder Speicheranlage kann nicht so viel Abgas oderCO2 verarbeiten wie erwartet. 

 Die ersten beiden Faktoren haben nichts mit dem CCS-Projekt zu tun, können aber einen erheblichen Beitrag zu den wahrgenommenen Fehlmengen an gespeichertemCO2 im Laufe eines Jahres leisten. Dies ist insbesondere bei Projekten der Fall, die durch kommerzielle Faktoren wie die verbesserte Ölgewinnung motiviert sind und nicht durch klimabezogene Anreize. Die Faktoren 3 bis 5 beziehen sich auf die Zuverlässigkeit und Leistung der Abscheidungs- oder Speicheranlagen und sind daher nützlich, um zu beurteilen, wie gut eine Technologie funktioniert. Leider gibt es nur sehr wenige CCS-Projekte, die Aufzeichnungen über ihren Betrieb in dieser Detailtiefe vorlegen, so dass es schwierig sein kann, genau zu beurteilen, inwieweit wahrgenommene Defizite den CCS-Technologien zugeschrieben werden sollten. 

Wasserstoff- und Ammoniakproduktion für Petrochemie und Düngemittel

Andere Industriezweige, in denen die Abtrennung vonCO2 bereits routinemäßig als Teil des kommerziellen Prozesses durchgeführt wird, sind die Düngemittel- und die petrochemische Industrie; in beiden Fällen bezieht sich dieCO2-Abscheidung auf die Herstellung von Wasserstoff. Bei der so genannten Methan-Dampfreformierung wird Erdgas zunächst in ein Gemisch aus Kohlenmonoxid und Wasserstoff umgewandelt, das als Syngas" bezeichnet wird. Das Kohlenmonoxid wird in der Regel mit Wasserdampf umgesetzt, umCO2 und mehr Wasserstoff zu erzeugen. Der nützliche Wasserstoff wird dann mit verschiedenen Verfahren abgetrennt, wobeiCO2 als Nebenprodukt übrig bleibt.  

In Düngemittelfabriken wird der Wasserstoff sofort in Ammoniak umgewandelt, das der wichtigste Ausgangsstoff für die meisten Düngemittel ist. In vielen Düngemittelfabriken wird der Wasserstoff mit einem Teil des abgetrenntenCO2 zu Harnstoff (einer Form von Stickstoffdünger) umgesetzt, der dasCO2 bei der Verwendung in der Landwirtschaft wieder freisetzt. Die Methandampfreformierung ist auch ein integraler Prozess in den meisten Ölraffinerien, wo der Wasserstoff zur Entfernung von Schwefel und anderen Verunreinigungen sowie zur Umwandlung von schwereren Ölen in wertvollere Moleküle verwendet wird. Auf diese beiden Industrien zusammen entfällt jeweils etwa die Hälfte der weltweiten Wasserstoffproduktion - ein Prozess, bei dem zusammen etwa 830 Millionen TonnenCO2 pro Jahr emittiert werden.38 

Wie viel zusätzliche Reinigung für das zu speicherndeCO2 erforderlich ist, hängt von der genauen Auslegung der Wasserstoffanlage ab. Um die bei der Ammoniaksynthese verwendeten Katalysatoren zu schützen, wird dasCO2 bereits in allen Ammoniakanlagen abgetrennt, so dass es weltweit Hunderte von Beispielen für dieses "CO2-Abscheidungsverfahren " gibt. Dabei werden in der Regel chemische Lösungsmittel wie das MDEA-Verfahren der BASF eingesetzt. Ältere Dampf-Methan-Reformer für Ölraffinerien entfernten dasCO2 ebenfalls auf ähnliche Weise; moderne Anlagen verwenden jedoch ein anderes Verfahren, bei dem der abgetrennteCO2-Strom noch Kohlenmonoxid, Wasserstoff und andere Gase enthält. Diese Anlagen produzieren sehr reinen Wasserstoff, aber dasCO2 muss weiter abgetrennt werden. Dieser zusätzliche Schritt derCO2-Abscheidung ist das Ziel der Projektbeispiele, die wir in der industriellen Wasserstoffproduktion sehen. 

DasCO2 aus diesem "Prozessstrom" macht jedoch nur etwa 60 % der Gesamtemissionen aus dem Reformer aus, weitere 40 % entfallen auf die Verbrennung von Brennstoff (in der Regel Erdgas oder andere Kohlenwasserstoffgase) zur Beheizung des Prozesses. Obwohl es kostspieliger ist, dieses weniger konzentrierteCO2 abzuscheiden, gibt es viele kommerzielle Düngemittelanlagen, in denen auch das CO2 aus dem Verbrennungsprozess abgeschieden wird, in der Regel, um mehrCO2 für die Harnstoffsynthese zu erzeugen. In den größten dieser Anlagen werden 450 TonnenCO2 pro Tag (~150.000 Tonnen pro Jahr) abgeschieden.39  

Viele neue Pläne, die Wasserstoffproduktion mit CO2-abscheidung auszustatten, haben eine alternative Technologie gewählt, die als autotherme Reformierung bekannt ist, bei der dasCO2 in einem Strom erzeugt wird und in einem Prozessschritt leichter abgetrennt werden kann. 

Das Projekt Quest CO2-abscheidung und Speicherung 

Beschreibung: Das Quest-Projekt ist eine von Shell geleitete Initiative zur Abscheidung und Speicherung von mindestens 1 Million TonnenCO2 pro Jahr aus der Wasserstoffproduktion in der Anlage Scotford Upgrader in Alberta, Kanada. Der Wasserstoff wird für die Aufbereitung von Bitumen aus den Ölsandvorkommen in Alberta verwendet, d. h. für die Umwandlung von schwereren Ölen in leichtere Öle. Mit Hilfe von Methandampfreformern wird der Wasserstoff aus Erdgas sowie aus einigen Abgasen, die bei anderen Prozessen in der Anlage anfallen, hergestellt. Die Reformer erzeugen auch einen separatenCO2-Strom aus dem verbrannten Brennstoff, der zur Wärmeerzeugung dient, und zu der größeren Anlage gehört ein gasbefeuertes Kraftwerk, das sie mit Strom und Dampf versorgt.40,41 

Quest ist darauf ausgelegt, 80 % desCO2 im Synthesegas der drei Reformer abzuscheiden, und das Ziel von 1 Million Tonnen basiert auf der Annahme, dass die Reformer 90 % des Jahres in Betrieb sind. Die Gesamtkapazität des Projekts von 1,2 Millionen Tonnen basiert auf einem kontinuierlichen Betrieb. Das Projekt hat im August 2015 mit derCO2-Speicherung begonnen.  

CO2 Abscheidung: Der Dampf-Methan-Reformer erzeugt Synthesegas - ein Gemisch aus Kohlenmonoxid und Wasserstoff - das dann inCO2 und Wasserstoff umgewandelt wird. Aus diesem Gas wird dann mit dem ADIP-X-Verfahren von Shell, das das Lösungsmittel Monoethyldiamin (MDEA) verwendet,CO2 entfernt. Dabei handelt es sich um eine bestehende Technologie, die neu konzipiert werden musste, um den Anforderungen der Anlage gerecht zu werden. 

CO2 Speicherung: DasCO2 wird über eine etwa 64 km lange Pipeline transportiert und in einen salzhaltigen Aquifer in den Basal Cambrian Sands in über 2 km Tiefe verpresst. 

Kosten und Finanzierung: Die Baukosten von Quest belaufen sich auf 790 Mio. CA$, die Betriebskosten werden auf 30-35 Mio. CA$ pro Jahr geschätzt.41 Das Projekt erhielt 6,3 Mio. CA$ aus dem "Alberta Innovates"-Fonds von Alberta und 745 CA$ aus dem CCS-Fonds der Provinz, wovon 40 % auf die ersten zehn Betriebsjahre entfallen. Außerdem erhielt das Projekt einen Zuschuss von 120 Mio. CA$ von der Bundesregierung für die Entwicklung vor dem Bau (Natural Resources Canada).40  

Motivation: Ausschlaggebend für das Projekt waren das günstige Finanzierungsumfeld der Regierung von Alberta und das strategische Interesse von Shell an der Entwicklung von CCS sowie das besondere Interesse an der Verbesserung der Treibhausgasemissionen bei der Ölsandförderung, die deutlich schlechter ist als bei der konventionellen Förderung. Zusätzlich zu den Zuschüssen der Provinz- und der Bundesregierung profitiert Quest von der Generierung von Ausgleichsgutschriften im Rahmen der 'Technology Innovation and Emissions Reduction (TIER) Regulation' von Alberta. Aufgrund seines Status als "erstes Projekt seiner Art" in der Provinz erhielt das Projekt zwei Ausgleichsgutschriften für jede TonneCO2, die durch CO2-abscheidung und Speicherung vermieden wurde, beginnend mit einem ausgewiesenen Gutschriftenwert von 15 CA$/Tonne im Jahr 2015 und bis zu 50 CA$/Tonne im Jahr 2022.42 Diese Verdoppelung der Gutschriften sollte im Jahr 2025 oder früher auslaufen, wenn die Einnahmen des Projekts jemals die Kosten übersteigen (dies ist Berichten zufolge seit der Projektzusammenfassung von 2022 geschehen). Nach dem kanadischen Bundesgesetz über die Bepreisung von Treibhausgasemissionen (Greenhouse Gas Pollution Pricing Act) im Jahr 2022 muss der Wert der Gutschriften im TIER-System mindestens bis 2030 auf 170 CA$ pro TonneCO2 ansteigen, und zwar in jährlichen Schritten von 15 CA$.43 

Technische Leistung: Die Leistungsdaten von Quest werden in jährlichen Kurzberichten an die Regierung von Alberta veröffentlicht. Die Anlage hat durchgängig annähernd die angestrebten 80 % erfasst und gespeichert, mit einer durchschnittlichen Erfassungsrate von 79 % im Zeitraum 2015-2021, für den Daten verfügbar sind(Abbildung 5). In Verbindung mit dem konstanten Betrieb der Wasserstoffanlage bedeutete dies, dass die jährlich gespeicherte Menge in der Regel über dem Mindestziel von 1 Million Tonnen pro Jahr lag, mit Ausnahme der Jahre 2020 und 2022, als sie auf 0,94 bzw. 0,97 Millionen Tonnen sank. Um die durch das Projekt in jedem Jahr vermiedeneNetto-CO2-Menge zu berechnen, werden die Emissionen aus der Stromerzeugung selbst abgezogen, die im Durchschnitt 0,24 Millionen Tonnen pro Jahr betragen. In den Jahresberichten werden auch alle technischen Probleme aufgeführt, die zu verringerten Abscheideraten geführt haben. Dazu gehören in der Regel planmäßige Wartungsarbeiten und verschiedene schnell behobene Anlagenfehler wie Stromausfälle oder defekte Ventile. Im Mai 2024 hatte Quest 9 Millionen TonnenCO2 gespeichert.44 

Die wichtigsten Erkenntnisse: Quest hat ein bestehendesCO2-Abtrennungsverfahren in einem größeren Maßstab als bisher realisiert und war außerdem das dritte Projekt weltweit, bei demCO2 in großem Maßstab in einem Salzspeicher gelagert wurde - ausschließlich zum Zweck der Emissionsreduzierung. Insgesamt war es ein technischer Erfolg, auch wenn die angestrebte Abscheidungsrate in einigen Jahren knapp verfehlt wurde. 

Wasserstoffproduktionsanlage von Air Products in Port Arthur 

Valero Ölraffinerie in Port Arthur
Quelle: Valero, https://www.valero.com/about/locations/port-arthur-refinery  

Beschreibung: Das Industriegasunternehmen Air Products betreibt zwei Methandampfreformer in der Ölraffinerie Port Arthur von Valero an der texanischen Golfküste. Diese liefern täglich über 200 Millionen Kubikfuß Wasserstoff an Raffinerien in der näheren Umgebung. Die Abscheidung von mindestens 90 % desCO2 aus dem ersten Block begann im Dezember 2012 und aus dem zweiten Block im März 2013. Geht man von einem kontinuierlichen Betrieb der Anlage aus, können jährlich etwa 1 Million US-Tonnen (0,925 metrische Tonnen) abgeschieden werden.46,47 

CO2 Abscheidung: DasCO2 wird mit einem von Air Products entwickelten Verfahren, das auf der Vakuumwechseladsorption basiert, aus dem Prozessstrom des Reformers abgeschieden. DasCO2 wird selektiv an ein festes Material adsorbiert, dann wird ein Vakuum angelegt, um reinesCO2 freizusetzen. Dieses relativ ungewöhnliche Verfahren wurde anstelle von Lösungsmitteln eingesetzt, da es keinen Dampf zum Antrieb des Prozesses benötigt und als kostengünstiger eingeschätzt wurde. Ein ähnliches Konzept wurde erstmals von Air Products in einer Wasserstoffanlage in Pennsylvania angewandt, umCO2 für den Verkauf zu produzieren, wo es seit 1986 kontinuierlich in Betrieb ist. DasCO2 wird ebenfalls getrocknet und komprimiert. 

CO2-Speicherung: Eine 21 km lange Verbindungsleitung wurde gebaut, um dasCO2 zu einer bestehendenCO2-Fernleitung an der Golfküste zu leiten (Denburys "Green Pipeline"). DasCO2 wird dann bis zu 150 km weit transportiert und für die verbesserte Ölgewinnung im West Hastings-Ölfeld verwendet. Dieses Feld wurde einem Überwachungs- und Überprüfungsverfahren unterzogen, um die Menge des gespeichertenCO2 zu ermitteln. 

Kosten und Finanzierung: Die Gesamtkosten des Projekts beliefen sich auf 431 Millionen Dollar, wobei ein Zuschuss des US-Energieministeriums 284 Millionen Dollar ausmachte.46 

Motivation: Das Projekt wurde durch die Abstimmung des DOE-Finanzierungsprogramms für industrielle CO2-abscheidung und Speicherung (im Rahmen des American Recovery and Resilience Act) mit den strategischen Unternehmenszielen von Air Products vorangetrieben. Dazu gehörte die Möglichkeit, das Dekarbonisierungspotenzial des wachsenden Industriegasgeschäfts des Unternehmens sowie die großtechnische Machbarkeit seiner neuenCO2-Abscheidungstechnologie zu demonstrieren. 

Technische Leistung: Gemäß den Bedingungen des DOE-Zuschusses musste das Projekt während eines Demonstrationszeitraums betrieben werden, der im September 2017 mit der Veröffentlichung eines Abschlussberichts endete. Darin wird berichtet, dass es keine größeren Probleme mit der Anlage gibt und dass sie "mindestens für die nächsten Jahre" in Betrieb bleiben soll. Ab 2024 wird die Anlage weiter betrieben. Im Mai 2013 führte die Anlage einen "Kapazitätstest" durch, bei dem sie ihre maximaleCO2-Abscheidungskapazität über 24 Stunden unter Beweis stellte. Bei diesem Test produzierte sie 4-5 % mehrCO2 als die geplante Abscheidungsrate. Im Juni 2016 gab die Anlage bekannt, dass sie über 3 Millionen TonnenCO2 abgeschieden hat. Sie scheint jedoch nicht routinemäßig über die von ihr abgeschiedenen und gespeicherten Mengen zu berichten. Es wird erwartet, dass die Wasserstoffanlagen relativ kontinuierlich laufen, aber gelegentlich aufgrund einer geringeren Wasserstoffnachfrage heruntergefahren werden können. 

Um die dauerhafte Speicherung desCO2 zu bestätigen, musste das Projekt gegenüber dem Energieministerium angemessene Überwachungs-, Überprüfungs- und Buchführungsmaßnahmen nachweisen. Die Schritte, die normalerweise vom Betreiber der verbesserten Ölgewinnung (Denbury Onshore) unternommen werden, wurden als ausreichend erachtet, wurden aber durch zusätzliche Überwachungsmaßnahmen der University of Texas in Austin und Dallas ergänzt. 

Wichtigste Erkenntnisse: Das Projekt demonstrierte in erster Linie den Einsatz des Vakuum-Swing-Adsorptionssystems für die Abtrennung großer MengenCO2 aus Methandampfreformern. Es erfüllte seine Leistungsanforderungen während des vom US-DOE geforderten dreijährigen Demonstrationszeitraums, hat aber seit 2017 nur sehr wenige Daten öffentlich zugänglich gemacht, da es als kommerzieller Anbieter vonCO2 für EOR arbeitet.  

Das Alberta Carbon Trunkline Projekt 

Alberta Carbon Trunk Line
Quelle: Alberta Carbon Trunk Line 

Beschreibung: Bei der Alberta Carbon Trunkline in Kanada handelt es sich um eine 240 km langeCO2-Pipeline, dieCO2 von einer Düngemittelfabrik (Nutrien Redwater) und einer Raffinerie (NWR Sturgeon) zu einem erschöpften Ölvorkommen transportiert, um es für die verbesserte Ölgewinnung zu nutzen. Das Projekt wurde 2020 in Betrieb genommen und kann jährlich bis zu 1,3 Millionen TonnenCO2 von NWR Sturgeon und bis zu etwa 0,2 Millionen Tonnen von Nutrien Redwater aufnehmen (Erhöhung auf 0,3 Millionen Tonnen im Jahr 2023). Es wird erwartet, dass in Zukunft weitere Emissionsquellen an die Pipeline angeschlossen werden, die bis zu 14,6 Millionen Tonnen pro Jahr aufnehmen kann. Das Projekt ist eine Partnerschaft zwischen Enhance Energy, die das Ölfeld besitzt und betreibt, Wolf Carbon Solutions, die die Pipeline besitzt und betreibt, und NWR. 

CO2 Abscheidung: In der Düngemittelfabrik entsteht ein mit Wasser vermischterCO2-Strom, der durch eine Dehydrierungsanlage entfernt wird, bevor das trockeneCO2 komprimiert und in die Pipeline geleitet wird. Die Raffinerie nutzt das kommerzielle Rectisol-Verfahren zur Abtrennung von trockenemCO2 aus einem Synthesegasgemisch, das bei der "Vergasung" von Schwerölen aus Teersanden entsteht. Das von Linde entwickelte Rectisol-Verfahren löstCO2 in kaltem Methanol und findet breite Anwendung bei der Herstellung von Wasserstoff, Ammoniak, Methanol, Kohlenmonoxid und anderen Chemikalien. 

CO2 Speicherung: DasCO2 wird 240 km zum Clive-Feld von Enhance Energy transportiert, wo es in ein erschöpftes Kohlenwasserstoff-Reservoir etwa 2 km unter der Oberfläche injiziert und für die verbesserte Ölgewinnung genutzt wird. DasCO2 wird dauerhaft gespeichert, da jeglichesCO2, das mit dem Öl an die Oberfläche zurückkehrt, wieder injiziert wird (ein so genannter "geschlossener Kreislauf").  

Kosten und Finanzierung: Die Gesamtkosten des Projekts belaufen sich auf etwa 1,2 Mrd. CA$. Es erhielt einen Zuschuss von 63,2 Mio. CA$ von der Bundesregierung (über Natural Resources Canada) und wird im Laufe des Betriebs bis zu 495 Mio. CA$ von der Regierung von Alberta erhalten. Das Projekt berichtet auch jährlich über die Gesamtkosten pro Tonne abgeschiedenen und gespeichertenCO2 (einschließlich aller Betriebs- und Kapitalkosten), die im Jahr 2022 mit 102 CA$ pro Tonne angegeben wurden.48 Neben dem staatlichen Zuschuss wird die wirtschaftliche Tragfähigkeit des Projekts durch die Einnahmen aus der Kohlenwasserstoffproduktion aus der verbesserten Ölgewinnung und die Generierung von Kohlenstoffgutschriften im Rahmen der TIER-Verordnung von Alberta für Großemittenten unterstützt.  

Motivation: Enhance und NWR schlossen sich 2008 mit dem Ziel zusammen, mehreren Industrien in der Region Zugang zu einerCO2-Transport- und -Speicherinfrastruktur zu verschaffen. Die Speicherung von industriellemCO2 in Alberta wird durch die Generierung von Kohlenstoffgutschriften im Rahmen der Treibhausgasvorschriften der Provinz gefördert, während die Emissionsminderung in Kraftstoffproduktionsanlagen zusätzlich durch die Clean Fuels Regulation der Bundesregierung gefördert wird.  

Technische Leistung: Das Projekt liefert jährliche Zusammenfassungen der Betriebsleistung und aller aufgetretenen Probleme, und die jährlich gespeicherten Mengen werden auch von Enhance Energy und Alberta Carbon Registries aufgezeichnet.48,49 Aus den Berichten von 2021 bis 2022 geht hervor, dass beideCO2-Quellen jedes Jahr etwas weniger als die maximale Kapazität abgegeben haben, im Durchschnitt 1,15 Millionen Tonnen pro Jahr zusammen. Dies ist jedoch darauf zurückzuführen, dass die Produktionsprozesse an beiden Standorten länger offline sind und daher wenigerCO2 für die Abscheidung produziert wird. In den ersten beiden vollen Betriebsjahren war dieCO2-Abscheidungsanlage in der Raffinerie 97 % der Zeit verfügbar, während dieCO2-Dehydrierung und der Verdichter in der Düngemittelfabrik eine Verfügbarkeit von über 99 % aufwiesen. Bis Mai 2024 hat Enhance Energy nach eigenen Angaben seit Beginn des Betriebs 5,1 Mio. TonnenCO2-Emissionen gespeichert.50 

Die wichtigsten Erkenntnisse: DieCO2-Abscheidungstechnologien in der Düngemittelfabrik und der Raffinerie sind in den jeweiligen Branchen bereits weit verbreitet. Die Alberta Carbon Trunkline beweist in erster Linie, dass der Bau groß angelegter, gemeinsam genutzterCO2-Pipelines technisch und kommerziell machbar ist. Das Verfahren zur verbesserten Ölgewinnung unterliegt einem zusätzlichen Überwachungs-, Mess- und Prüfprogramm, um sicherzustellen, dass das gesamteCO2 dauerhaft gespeichert wird.  

Bioethanol 

Bioethanol wird in der Regel durch die Fermentierung von zucker- oder stärkehaltiger Biomasse wie Getreide oder Zuckerrohr hergestellt. Das daraus gewonnene Ethanol kann als Alternative zu fossilen Kraftstoffen verwendet werden. Die weltweite Bioethanolproduktion wird von den USA (hauptsächlich aus Mais) und Brasilien (hauptsächlich aus Zuckerrohr) dominiert. Das bei der Bioethanol-Fermentierung entstehende Gas besteht ausschließlich ausCO2 und Wasser, so dass an diesen Standorten lediglich ein zusätzlicher Schritt zur Wasserentfernung (Dehydratisierung) und eineCO2-Kompression erforderlich ist (CO2-abscheidung). Bei diesen Prozessen handelt es sich um bewährte Technologien, die aber dennoch eine Investition für die Anlage darstellen. Hinzu kommen separate Emissionen im Zusammenhang mit der Bereitstellung von Wärme und Strom für den Prozess und die damit verbundenen Produktionslinien, die häufig durch fossile Brennstoffe bereitgestellt werden. Da die Emission von nicht-fossilem, biologischemCO2 nicht mit einer Kohlenstoffsteuer bestraft oder eingeschränkt wird, gab es bisher kaum Anreize, diese Emissionen zu vermeiden. Direkte Anreize für CCS-Projekte und die Produktion von kohlenstoffarmen Brennstoffen beginnen jedoch, Projekte in dieser Branche in den USA voranzutreiben, ebenso wie das wachsende Interesse an der Speicherung von biologischemCO2 als eine Form der "Kohlendioxid-Entfernung". 

Illinois Industrial CO2-abscheidung und Speicherprojekt 

Archer Daniels Midland Werk
Quelle: Jackie Anderson, ADM 

Beschreibung: Das 2017 in Betrieb genommene Projekt Illinois Industrial CCS ist darauf ausgelegt, jährlich bis zu 1 Million Tonnen aus der Bioethanolproduktion im Werk Decatur von Archer Daniels Midland (ADM) abzuscheiden. Das Projekt schließt sich an das kleinere Projekt Illinois Basin Decatur an, bei dem am selben Standort 1000 TonnenCO2 pro Tag abgeschieden und schließlich eine Million TonnenCO2 über drei Jahre (2011-2014) gespeichert wurden. Das größere Abscheidungsprojekt war darauf ausgelegt, eine zusätzliche Kapazität von 2000 Tonnen pro Tag aus einer Reihe von Ethanolfermentern zu schaffen. Der Standort Decatur ist ein sehr großer Standort der Agrarindustrie mit mehreren anderen Emissionsquellen, einschließlich der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen vor Ort. 

CO2 Abscheidung: Bei der Bioethanol-Fermentation in der Anlage entsteht ein hochreinerCO2-Strom, der weniger als 3 % Wasser enthält. DasCO2 wird mit einem handelsüblichen Tri-Ethylenglykol-Absorptionsverfahren dehydriert und auf etwa 100 bar komprimiert. 

CO2 Speicherung: DasCO2 wird per Pipeline über eine Strecke von einer Meile transportiert und in die Mt. Simon Sandstone-Formation, etwa 1,9 km unter der Oberfläche, injiziert.  

Kosten und Finanzierung: Das Projekt kostete 207 Millionen Dollar und wurde durch einen DOE-Zuschuss von 141 Millionen Dollar unterstützt. 

Motivation: Bei dem Projekt handelte es sich um eine öffentlich-private Partnerschaft zwischen Archer Daniels Midland und dem US-amerikanischen Energieministerium, die durch Mittel aus dem American Recovery and Reinvestment Act (ARRA) unterstützt wurde. Ziel war es, die Forschung zurCO2-Speicherung voranzutreiben und gleichzeitig eine Steuergutschrift für dieCO2-Speicherung zu erhalten, die als 45Q" bekannt ist. Die 2008 eingeführte Steuergutschrift belief sich ursprünglich auf 22 US-Dollar pro TonneCO2, die in einem salzhaltigen Aquifer gespeichert wurde (sie wurde 2018 und dann erneut 2022 erhöht).  

Technische Leistung: Die Daten der Environmental Protection Agency (EPA) zeigen, dass das Projekt jährlich rund 520 Tausend Tonnen gespeichert hat, die bis 2021 auf 444 Tausend Tonnen sanken(Abbildung 6).51 Die Anlage führt diesen Rückgang auf die geringere Nachfrage nach Ethanol infolge der Covid-Pandemie zurück, und die vorläufigen Daten für 2023 deuten auf eine Rekordeinleitung hin. Nach Angaben von ADM ist der konstante Betrieb auf einem Niveau, das weit unter der angegebenen Auslegungskapazität für dieCO2-Speicherung (1 Million Tonnen pro Jahr) liegt, in der Regel auf eine Ethanolproduktion zurückzuführen, die unter der maximalen Kapazität der Anlage liegt.52 Allerdings ist die Anlage auch auf einige technische Herausforderungen gestoßen, die sich auf die Injektionsraten ausgewirkt haben. Insbesondere beim Betrieb mit niedrigeren Ethanolproduktionsraten kann zu viel Ethanol oder Wasser imCO2-Strom verbleiben, so dass es nicht zur Verdichtung und Speicherung gebracht werden kann. Es wurde auch festgestellt, dass einige Schmiermittel im Kompressor in dasCO2 gelangten und schließlich Teile des Injektionsschachts verstopften. Dieses Problem wurde durch eine chemische Reinigung der Injektionsbohrung behoben. Schließlich gab es kleinere Probleme mit der Ausrüstung, wie sie für Chemieanlagen typisch sind, einschließlich Wartungsarbeiten im Zusammenhang mit dem Frostwetter. 

Wichtigste Erkenntnisse: Das Decatur-Projekt und das Illinois Industrial CCS-Projekt sind die ersten Projekte zur groß angelegten Speicherung vonCO2 in einem salinen Reservoir in den USA und gehören zu den ersten weltweit. Beide Projekte haben daher wertvolle Erfahrungen mit der speziellenCO2-Speicherung in diesen Formationen, einschließlich Mess-, Überwachungs- und Verifizierungstechnologien, geliefert.DieCO2-Injektionsraten, die unter der geplanten Rate liegen, sind zum Teil auf eine geringere Ethanolproduktion als erwartet sowie auf technische Probleme zurückzuführen, die unter bestimmten Betriebsbedingungen auftraten und mit denen sich das Projekt weiterhin befasst. Die Anlage hat ein größeres wirtschaftliches Interesse daran, das Funktionieren ihres Ethanolproduktionsprozesses zu optimieren, als dieCO2-Speicherung zu maximieren.    

Stromerzeugung 

Kohlekraftwerke gehören zu den größten Einzelquellen vonCO2 in der Welt, und der Sektor insgesamt emittiert fast ein Viertel der globalenCO2-Emissionen. Viele Forscher und Regierungen betrachteten diese Anlagen daher als eine frühe Priorität für den Einsatz von CO2-abscheidung und Speicherung als Klimatechnologie, und in den späten 2000er und frühen 2010er Jahren wurden mehrere Großprojekte von Energieunternehmen in Europa und Nordamerika geplant.  

Im Gegensatz zur bestehenden Verwendung von CO2-abscheidung in der Erdgasverarbeitung und der Petrochemie hat die Abtrennung großer MengenCO2 aus den Abgasen von Kraftwerken (den so genannten Rauchgasen) keinen kommerziellen Zweck und wurde erst in den 1990er Jahren ernsthaft als Möglichkeit zur Emissionsminderung in Betracht gezogen. Kohlerauchgas enthält etwa 10-15 %CO2 und steht unter Umgebungsdruck, so dass zur Abtrennung desCO2 mehr Energie und größere Anlagen erforderlich sind als bei Erdgas oder Synthesegas. Außerdem enthält es Verunreinigungen wie Partikel und Schwefel- und Stickstoffoxide, die in den meisten Regionen bereits weitgehend entfernt werden müssen, um die Luftqualitätsnormen einzuhalten, aber viele Prozesse CO2-abscheidung können eine weitere Behandlung des Gases erfordern.  

Trotz dieser Herausforderungen gab es kommerzielle Verfahren zurCO2-Abscheidung aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe bereits vor dem Interesse an dieser Technologie aus Klimagründen. Die Nachfrage nachCO2 aus Sektoren wie der Lebensmittel- und Getränkeindustrie trieb die Entwicklung zahlreicherCO2-Abscheidungsanlagen für kleine industrielle Verbrennungsprozesse ab den frühen 1980er Jahren voran, z. B. für kohle-, gas- und ölbefeuerte Kessel und Öfen, Gasmotoren und Gasturbinen.53 Diese Anlagen haben eine Größenordnung von etwa 100.000 bis 500.000 TonnenCO2 pro Jahr und scheidenCO2 aus Gasgemischen ab, die eine sehr ähnliche Zusammensetzung aufweisen wie Kraftwerke in großem Maßstab. 

Unter Verwendung dieser bestehendenCO2-Abscheidungstechnologien oder modifizierter Varianten wurden in den 1990er und 2000er Jahren zahlreiche Versuche mit Rauchgas aus Kohlekraftwerken durchgeführt, mit dem Ziel, schließlich dasCO2 aus einem ganzen Kraftwerksblock abzuscheiden - dies würde die Abscheidung von mindestens 1 Million Tonnen pro Jahr erfordern.54  

Da für Kohlekraftwerke in Europa und Kanada Ausstiegsziele gelten und sie in den USA wirtschaftlich nicht mehr so wettbewerbsfähig sind, hat sich das Interesse in einigen Ländern auf Gaskraftwerke verlagert, da sie für den stabilen Betrieb des Stromnetzes wahrscheinlich weiterhin von wesentlicher Bedeutung sein werden. Das Rauchgas von Gaskraftwerken hat einen geringerenCO2-Gehalt als das Rauchgas von Kohlekraftwerken (ca. 3 bis 4 %), aber die in Betracht gezogenen Technologien sind denen für Kohlekraftwerke sehr ähnlich und wurden auch in kleinerem Maßstab getestet oder kommerziell genutzt. Das Rauchgas weist auch viel weniger Verunreinigungen auf, enthält aber einen höheren Anteil an Sauerstoff, der entfernt werden muss. 

Das Interesse an der Nutzung von CO2-abscheidung für die Kohleverstromung besteht weiterhin in den USA, China und Indien, wo die großen Kohlekraftwerke in irgendeiner Form noch mehrere Jahrzehnte bestehen bleiben dürften (insbesondere in Asien). Mehrere chinesische Energieversorgungsunternehmen haben ihre Absicht bekundet, in den nächsten Jahren ein großes Kohlekraftwerk mit CO2-abscheidung und Speicher auszustatten.55  

Projekt Boundary Dam CO2-abscheidung  

Grenzdamm
Quelle: SaskPower, https://www.saskpower.com/Our-Power-Future/Infrastructure-Projects/Carbon-Capture-and-Storage/Boundary-Dam-Carbon-Capture-Project  

Beschreibung: Boundary Dam ist ein kohlebefeuertes Kraftwerk in Saskatchewan, Kanada, das sich im Besitz des Provinzversorgers SaskPower befindet und derzeit aus vier separaten Kraftwerksblöcken besteht, die alle in den 1970er Jahren gebaut wurden.56 Block 3 wurde mit einem überholten Kessel und einer neuen Turbine, einem Verfahren zur Entfernung von Schwefeloxiden aus dem Rauchgas und einem CO2-abscheidung System aufgerüstet, das bis zu 90 % der Emissionen bzw. 3200 Tonnen pro Tag auffangen kann. Der modernisierte Block hat eine Nettoleistung von 150 MW, die auf etwa 115 MW reduziert wird, wenn CO2-abscheidung in Betrieb ist. CO2-abscheidung und Speicherung begannen im Oktober 2014. 

CO2 Abscheidung: DasCO2 wird mit einem von Shell Cansolv entwickelten Lösungsmittel auf Aminbasis abgetrennt (eine kanadische Technologie, die 2008 von Shell übernommen wurde). Die Chemikalie reagiert mit demRauchgas-CO2 in einem großen Absorberturm und wird regeneriert, um dasCO2 mit aus dem Kraftwerk gewonnenem Dampf freizusetzen. Das Verfahren war zunächst in viel kleinerem Maßstab im Vereinigten Königreich (50 TonnenCO2 pro Tag) und in Südafrika (170 Tonnen pro Tag) getestet worden. 

CO2 Speicherung: Der größte Teil desCO2 wird für die verbesserte Ölgewinnung im Weyburn-Ölfeld verkauft und über eine 70 km lange Pipeline dorthin transportiert. Das nicht für das Ölfeld benötigteCO2 wird im Rahmen eines Forschungsprojekts namens Aquistore in einem tiefen Salzspeicher (3,4 km unter der Oberfläche) gelagert.  

Kosten und Finanzierung: Die Gesamtkosten des Projekts beliefen sich auf 1,47 Mrd. CA$. Allerdings entfielen 30 % dieser Kosten auf den neuen Kessel und die Turbine, etwa 20 % auf andere Emissionskontrollen und rund 50 % auf das Verfahren CO2-abscheidung . Im Gegensatz zu vielen anderen Kohlekraftwerken verfügte Boundary Dam nicht über Anlagen zur Entfernung von Schwefeloxiden aus dem Rauchgas (Entschwefelung), was die Gesamtkosten erhöhte. Das Projekt wurde von der Bundesregierung mit 240 Millionen CA$ bezuschusst. Die erwarteten Einnahmen aus dem Verkauf vonCO2 für EOR sowie von Schwefelsäure und Flugasche als Nebenprodukte waren ebenfalls ein wesentlicher Bestandteil des Business Case. Im Jahr 2014 wurde mit dem Ölfeldbetreiber Cenovus (jetzt Whitecap Resources) ein Zehnjahresvertrag über dieCO2-Abnahme geschlossen. 

Motivation: Als das Projekt ins Leben gerufen wurde, wurde eine neue Bundesverordnung erwartet, die älteren Kraftwerken eine maximale Kohlenstoffintensität vorschreibt, was die Kohlekraftwerke in Saskatchewan langfristig unrentabel machen sollte. SaskPower investierte zwar auch in Windenergie für die Provinz, benötigte aber eine langfristige Quelle zuverlässiger Reservestromversorgung und betrachtete neue Gaskraftwerke angesichts der Abhängigkeit von den schwankenden Gaspreisen als wirtschaftlich riskant.57 Die gewählte Alternative war die Verwendung von CCS zur Dekarbonisierung einiger der bestehenden Kohleblöcke, die die kostengünstige, lokal geförderte Braunkohle verbrennen. Die wirtschaftliche Tragfähigkeit dieser Option wurde durch den Zuschuss der Bundesregierung und die Einnahmen aus demCO2-Verkauf an den Betreiber des Ölfeldes weiter erhöht. Im Jahr 2015 trat die erwartete Verordnung in Kraft, nach der ältere Kraftwerke nicht mehr als 420 TonnenCO2 pro erzeugter GWh ausstoßen dürfen - für ein Kohlekraftwerk ohne CO2-abscheidung unmöglich. Im Jahr 2018 wurde dies auf alle Kraftwerke, unabhängig von ihrem Alter, ab 2030 ausgeweitet. Darüber hinaus wurde 2019 auf Bundesebene ein Kohlenstoffpreis eingeführt, der 2024 80 CA$ erreichen und bis 2030 auf 170 CA$ steigen soll. 

Technische Leistung: Bis Mai 2024 hat das CCS-Projekt Boundary Dam 3 mehr als 6 Millionen TonnenCO2 abgeschieden und gespeichert, war aber seit dem Start im Jahr 2014 mit mehreren technischen Herausforderungen konfrontiert. Regelmäßige Leistungsberichte geben Aufschluss darüber, welche Faktoren für Defizite verantwortlich sind(siehe Kasten 2) und wie mehrere Probleme erfolgreich bewältigt wurden(Abbildung 5).58,59 Die meisten Probleme in den ersten drei Betriebsjahren standen im Zusammenhang mit Aschepartikeln aus dem Kraftwerk, die in das System eindrangen und zu Verstopfungen und Ablagerungen in mehreren Anlagenteilen führten. Dies stellte am Boundary Dam eine besondere Herausforderung dar, da die örtliche Kohle eine große Menge an feiner Asche produzierte und relativ leistungsschwache Partikelabscheidesysteme eingesetzt wurden. Um die mit der Asche verbundenen Probleme in den Griff zu bekommen, nahm SaskPower während der Abschaltungen in den Jahren 2015 und 2017 Änderungen an der Anlage vor, darunter die Installation von Wassersprühsystemen zum Auswaschen der unerwünschten Partikel und zusätzlicher "redundanter" Ausrüstung, die es ermöglicht, die Anlage während der Reinigung der Ausrüstung weiterlaufen zu lassen. Weitere Maßnahmen betrafen die Reinigung des Lösungsmittels, das stärker als erwartet abgebaut wurde, und den Austausch eines undichten Lösungsmittelbehälters.  

Abgesehen von der geplanten Abschaltung im Jahr 2017 arbeitete die Anlage von 2016 bis 2020 mit relativ guter Zuverlässigkeit und erreichte 2020 eine Verfügbarkeit von 94 %. Die gesamteCO2-Abtrennung betrug in diesem Zeitraum jedoch durchschnittlich nur etwa 60 %, was in erster Linie darauf zurückzuführen ist, dass der Abtrennungsanlage durchweg weniger Rauchgas zugeführt wurde als geplant - in den meisten Jahren weniger als 75 % des gesamten Gasflusses(Abbildung 7). Dies ist in der Regel auf Ablagerungen und Ablagerungen in den Anlagen zurückzuführen, die die Menge des Gases, die in das System eingesaugt und ordnungsgemäß verarbeitet werden kann, begrenzen. Während die anfänglichen Probleme mit der Ascheverschmutzung größtenteils behoben wurden, betreffen neuere Probleme das biologische Wachstum im Absorber sowie die Schaumbildung der Lösungsmittel. Diese Probleme werden mit chemischer Reinigung und 'Anti-Schaum'-Mitteln angegangen, und die Rauchgaszufuhr wurde 2022 erhöht, aber sie sind noch nicht vollständig gelöst.  

Abbildung 7 verdeutlicht jedoch auch, dass die Abscheidungsanlage durchweg etwa 90 % desCO2 aus dem ihr zugeführten Rauchgas abscheidet; mit anderen Worten, der chemische Prozess funktioniert wie vorgesehen. Detailliertere Daten zeigen, dass die Anlage oft weit über 90 % desCO2 abscheidet, das sie in einer bestimmten Stunde erhält, und in den letzten zwei Jahren durchschnittlich über 95 %.59

In den Jahren 2021 und 2022 kam es zu größeren Abschaltungen aufgrund von Ausfällen desCO2-Kompressors, die auf Herstellungsfehler zurückgeführt wurden; diese wurden mit Ersatzteilen behoben. Jüngere Daten zeigen, dass die Abscheidungsanlage im Jahr 2023 zu 85 % und in der ersten Hälfte des Jahres 2024 zu über 92 % in Betrieb war.60 Die Anlage hat in einem Zwölfmonatszeitraum von Juli 2023 bis Juni 2024 eine Rekordmenge anCO2 abgeschieden (882.273 Tonnen), was darauf hindeutet, dass betriebliche und konstruktive Verbesserungen Wirkung zeigen.60

Die Unterschreitung der maximalenCO2-Abscheidungsmenge ist zum Teil auch darauf zurückzuführen, dass sich die Anlagenbetreiber für eine geringereCO2-Abscheidung entscheiden, entweder um die Stromproduktion zu maximieren oder weil die Nachfrage aus dem Ölfeld geringer ist. Der wirtschaftliche Anreiz, dieCO2-Abscheidung zu maximieren, wird mit dem Anstieg des kanadischen Kohlenstoffpreises immer größer. 

Die wichtigsten Erkenntnisse: Obwohl die Abscheidungsanlage am Boundary Dam mit zahlreichen technischen Herausforderungen konfrontiert war, sind diese typisch für die erstmalige Demonstration einer neuen Technologie in vollem Umfang - insbesondere bei chemischen Prozessen. Die ursprüngliche Auslegung der Anlage wies einige Mängel auf, insbesondere in Bezug auf die unzureichende Rauchgasreinigung und die fehlende Redundanz der Anlagen. Die wichtigsten Probleme, mit denen das Projekt in der Anfangsphase konfrontiert war, wurden alle erfolgreich angegangen, und künftige Anlagen werden besser in der Lage sein, diese Probleme bereits in der Planungsphase zu vermeiden. Seltene Ausfälle ansonsten gut etablierter kommerzieller Technologien - insbesondere desCO2-Kompressors - sind für die allgemeine technische Einsatzbereitschaft derCO2-Abscheidungstechnologie nur von begrenzter Bedeutung und sollten im Zuge der Entwicklung von Lieferketten schneller behoben werden. Da das Kraftwerk mit höheren Kohlenstoffpreisen konfrontiert ist, besteht ein zunehmender Anreiz, seine Leistung auf ein Niveau zu bringen, das die Abscheidungsanlage bewältigen kann - was zeigt, dass dieCO2-Abscheidungstechnologie mit den richtigen politischen Instrumenten nur ein Aspekt dessen ist, was zur Emissionssenkung erforderlich ist. 

Petra Nova 

Petra Nova Einrichtung 

Beschreibung: Petra Nova ist ein CO2-abscheidung und Speicherprojekt im NRG-Kohle- und Gaskraftwerk WA Parish in Texas - ein großer Standort mit vier kohlebefeuerten Blöcken, die zwischen 1977 und 1982 gebaut wurden. CO2-abscheidung und Speicherung wurde für etwa 40 % des vom 615-MW-Block 8 emittierten Rauchgases angewandt, was in der Regel einem 240-MW-Kraftwerk "entspricht" und maximal 1,4 Millionen TonnenCO2 pro Jahr abscheiden würde. Das Projekt wurde 2017 in Betrieb genommen, aber im September 2020 wurde der Betrieb der Abscheidungsanlage mit der Begründung eingestellt, dass die schlechte Wirtschaftlichkeit der Ölförderung während der Covid-19-Pandemie das Geschäftsmodell, das sich auf die verbesserte Ölgewinnung konzentrierte, beeinträchtigte. Im Jahr 2023 kaufte JX Nippon den 50%igen Anteil von NRG an dem Projekt, um mit der Anlage weitere technische Erfahrungen mit CO2-abscheidung zu sammeln. Im September 2023 wurde sie wieder in Betrieb genommen.61  

CO2 Abscheidung: DasCO2 wird mit einem von Mitsubishi Heavy Industries hergestellten Lösungsmittel auf Aminbasis abgeschieden. Dieses Verfahren war zuvor an 11 kleineren kommerziellen Standorten installiert worden, hauptsächlich für die Verbrennungsabgase von Ammoniakanlagen, und wurde ab 2011 auch in einem Kohlekraftwerk getestet.39 Das Verfahren ähnelt dem am Grenzdamm verwendeten, aber das Rauchgas musste seltener zusätzlich gereinigt werden, da es bereits auf Schwefeloxide behandelt wurde. Der für die Regeneration des Lösungsmittels verwendete Dampf wird von einer kleinen, speziell angefertigten Gasturbine erzeugt.  

CO2 Speicherung: Das abgeschiedeneCO2 wurde an das West Ranch Oil Field zur Verwendung bei der verbesserten Ölgewinnung weitergeleitet.  

Kosten und Finanzierung: Das Projekt kostete 1 Milliarde Dollar, wovon 300 Millionen Dollar für die Arbeiten am Ölfeld und an der Pipeline und 637 Millionen Dollar für den Standort der Abscheidungsanlage ausgegeben wurden. Es handelte sich um ein 50:50-Joint-Venture zwischen dem Energieversorger NRG und dem japanischen Öl- und Gasunternehmen JX Nippon, die jeweils 300 Millionen Dollar Eigenkapital beisteuerten.62 Das Projekt erhielt außerdem einen Zuschuss des US-Energieministeriums in Höhe von 167 Millionen Dollar für die Demonstration von CO2-abscheidung und die Speicherung, während die restlichen Kosten durch Darlehen japanischer Kreditgeber finanziert wurden, die japanische Technologieexporte unterstützen wollten. 

Begründung: Die frühe wirtschaftliche Tragfähigkeit von Petra Nova wurde durch die Einbeziehung der Ölfeldaktivitäten in den Projektumfang gestärkt. AnstattCO2 an einen separaten Ölfeldbetreiber zu verkaufen, erhält das Projekt direkt Einnahmen aus dem Verkauf des geförderten Öls. Dies machte das Projekt jedoch auch anfälliger für die sinkenden Ölpreise, die zu seiner Schließung führten - es wurde zu einer Zeit konzipiert, als der Ölpreis bei etwa 100 $ pro Barrel lag. Das Projekt wurde auch durch das Interesse Japans an der Förderung von CO2-abscheidung Technologien für den Export und das Interesse der US-Regierung an der Entwicklung von CO2-abscheidung und Speicherung motiviert. 

Technische Leistung: Als Teil der DOE-Finanzierungsanforderungen musste das Projekt einen detaillierten Bericht über die ersten drei Betriebsjahre von 2017 bis 2019 vorlegen.63 In diesen drei Jahren hat das Projekt 83 % der geplantenCO2-Menge abgeschieden, allerdings mit einem stetigen Anstieg von 72 % im Jahr 2017 auf 95 % im Jahr 2019(Abbildung 8). Nur ein Teil dieses Defizits ist auf Probleme mit der Abscheidungsanlage zurückzuführen, andere Faktoren sind Probleme mit dem Ölfeld, dem Kohlekraftwerk und dem Gasgenerator, der den Dampf liefert. Wie beim Boundary Dam funktionierte der CO2-Abscheidungsprozess selbst gut, als er in Betrieb war - er entfernte 92,4 % des CO2 aus dem Rauchgas, das er über die drei Jahre erhielt. DasCO2-Abtrennungsdefizit war daher auf Anlagenabschaltungen zurückzuführen, wobei die Abtrennungsanlage für 28 % dieser Ausfälle verantwortlich gemacht wurde. Die Verfügbarkeit der Abscheidungsanlage verbesserte sich im Laufe der drei Jahre stetig und erreichte 2019 92 %. Überraschenderweise war die Gasanlage, die den Prozess mit Strom versorgt, für weitere 24 % der Ausfälle verantwortlich, aber diese traten hauptsächlich im ersten Jahr auf und konnten bald mit Ersatzteilen behoben werden.  

Die Ausfälle in der Abscheidungsanlage waren auf verschiedene Probleme zurückzuführen, darunter undichte Wärmetauscher und Ablagerungen in den Anlagen, die durch in das System eingebrachte Verunreinigungen verursacht wurden. Im Gegensatz zu Boundary Dam wurden diese Verunreinigungen von dem auf Kalkstein basierenden Entschwefelungssystem von WA Parish (und den meisten Kohlekraftwerken) übertragen; dieses Problem wurde teilweise durch die Einführung einer Sperrwand in den Rauchgaskanälen entschärft. Die undichten Wärmetauscher wurden 2017 ausgetauscht und Teile desCO2-Kompressors - der ebenfalls mit Ablagerungen durch Verunreinigungen zu kämpfen hatte - wurden 2018 ersetzt. Die ausgetauschten Teile konnten jedoch unter einigen Betriebsbedingungen, etwa bei heißem Wetter und wenn das Kraftwerk mit geringer Leistung arbeitete, die Auslegungsleistung nicht erreichen. Aus dem Projektbericht geht hervor, dass das Budget für einige wichtige Komponenten keine Back-up-Systeme vorsah, die die Zuverlässigkeit verbessert hätten. 

Anmerkung: Die geplanteCO2-Abtrennung ist im Jahr 2018 aufgrund geplanter Wartungsarbeiten an der Abtrennungsanlage niedriger.63  

Die wichtigsten Erkenntnisse: Das Petra Nova-Projekt lieferte wichtige Erfahrungen mit dem Betrieb derCO2-Abscheidung aus einem Kraftwerk in großem Maßstab, die zur Optimierung und Anpassung der MHI-Technologie für noch größere Maßstäbe und andere Anwendungen genutzt wurden. MHI gibt an, dass das Verfahren zum Teil auf der Grundlage der Projekterfahrungen optimiert wurde, um die Kapitalkosten um 30 % zu senken, hauptsächlich durch den Einsatz kompakterer, modularer Ausrüstung.64 Wie beim Boundary Dam waren die Ausfallzeiten im Rahmen des Projekts meist auf den Austausch von Komponenten mit unzureichender Leistung oder schlechter Konstruktion zurückzuführen, und die Leistung verbesserte sich infolge der im Laufe des Projekts vorgenommenen Änderungen deutlich. Auch hier scheint das Verhindern, dass zu viele Gasverunreinigungen in den Prozess gelangen, eine zentrale Herausforderung zu sein, die aber auch durch Änderungen an der Ausrüstung und durch die Sicherung wichtiger Prozesse angegangen werden kann.  

Kemper County IGCC 

Beschreibung: Das vom Energieversorger Southern Company entwickelte Projekt Kemper County in Mississippi sollte ein neues Kraftwerk mit einer Leistung von 582 MW werden, das auf der IGCC-Technologie (Integrated Gasification Combined Cycle) basiert. Dabei wird Kohle zunächst in Kohlenmonoxid und Wasserstoff umgewandelt oder 'vergast', bevor der größte Teil des Kohlenmonoxids inCO2 umgewandelt wird, das zur Lagerung abgetrennt wird. Der Wasserstoff und ein Teil des verbleibenden Kohlenmonoxids werden als Brennstoff für eine Gasturbine und zur Stromerzeugung verwendet. Nach einer kostspieligen Bauverzögerung von über drei Jahren nahm das Kraftwerk (ohneCO2-Abscheidung ) 2016 den Betrieb auf, hatte aber technische Probleme mit dem Kohlevergasungsprozess.65 Aufgrund der anhaltenden Kosten und der sinkenden US-Gaspreise ordnete die staatliche Aufsichtsbehörde 2017 an, den kohlebasierten Prozess zu stoppen. Southern Company betreibt die Turbinen nun mit Erdgas, ohne CO2-abscheidung. Bei vollem Betrieb hätte die Anlage jährlich bis zu 3 Millionen TonnenCO2 abscheiden und speichern können. 

CO2 Abscheidung: Die Abscheidung vonCO2 aus vergaster Kohle ist einfacher als aus normalem Kraftwerksrauchgas, da dasCO2 in höherer Konzentration und unter höherem Druck vorliegt. Das kommerzielle Lösungsmittel "Selexol" - das seit den 1960er Jahren für diese Anwendung weit verbreitet ist - sollte bei Kemper eingesetzt werden, um 65 % desCO2 im Gasstrom abzutrennen. 

CO2 Speicherung: DasCO2 sollte an einen Ölfeldbetreiber zur Verwendung bei der verbesserten Ölgewinnung verkauft werden. 

Kosten und Finanzierung: Das Projekt soll letztlich bis zu 7,8 Mrd. $ gekostet haben, obwohl dies auch Elemente außerhalb des Kraftwerks umfasst, darunter die Errichtung einer neuen Kohlemine. Die Kosten für das Kraftwerksprojekt wurden mit 5,2 Mrd. $ angegeben. Eine Aufschlüsselung der Kosten innerhalb des Kraftwerksprozesses ist nicht öffentlich zugänglich, aber die Kosten für dasSelexol-CO2-Abscheidungsverfahren werden in diesem Maßstab auf etwa 80 Millionen Dollar geschätzt.66 Das Projekt erhielt vom US-Energieministerium einen Zuschuss von 430 Millionen Dollar für die Demonstration von CO2-abscheidung und Speicherung. Die Kostenüberschreitung und die Verzögerungen wurden teilweise darauf zurückgeführt, dass mit dem Bau der Anlage begonnen wurde, bevor die Planung abgeschlossen war.67 

Motivation: Southern Company wollte die beträchtlichen billigen, lokalen Kohleressourcen (Braunkohle) in Mississippi nutzen und gleichzeitig die neue Kohlevergasungstechnologie demonstrieren, die sie entwickelt hatte. Ein weiterer wichtiger Faktor war der Zugang zu den US-DOE-Mitteln für die CCS-Demonstration. 

Technische Leistung: IGCC-Kraftwerke wurden erstmals in den 1990er Jahren entwickelt und sind eine relativ gut bekannte, aber wenig genutzte Form der Stromerzeugung aus Kohle, von der bisher nur etwa 12 Anlagen gebaut wurden (von denen die meisten inzwischen stillgelegt sind). Bei der in Kemper County eingesetzten Kohlevergasungstechnologie handelte es sich jedoch um ein neues, von KBR und Southern Company entwickeltes Verfahren, das zuvor nur in viel kleinerem Maßstab erprobt worden war. Alle Probleme, die während des Betriebs der Anlage auftraten, betrafen dieses Verfahren und nicht dasSelexol-CO2-Abscheidungsverfahren, bei dem es sich um eine bewährte kommerzielle Technologie zur Abtrennung vonCO2 aus Synthesegas handelt. Das Abscheideverfahren wurde über einen Zeitraum von etwa 20 Tagen getestet und erreichte durchgängig die angestrebte Abscheidungsrate von 65 %.65 Allerdings war die hitzebeständige Auskleidung des Kohlevergasers schlecht installiert und nicht für die feuchte Kohle geeignet, die schließlich verwendet wurde, so dass sie abblätterte. Außerdem gab es Lecks in den Wasserrohren, die zur Kühlung des Vergasers verwendet wurden. Die Southern Company behauptete jedoch, dass diese Probleme behoben worden seien oder mit Ersatzteilen behoben würden, und nannte den fallenden Gaspreis als Hauptgrund für das Scheitern des kohlebasierten Konzepts.   

Die wichtigsten Erkenntnisse: Das Projekt hat wenig Einfluss auf die Entwicklung vonCO2-Abscheidungstechnologien für Anwendungen, in denen sie am ehesten zum Einsatz kommen werden. Der Abscheidungsprozess funktionierte wie geplant, und die Probleme mit der Anlage standen im Zusammenhang mit der Hochskalierung einer relativ neuen Kohlevergasungstechnologie. Seit Kemper ist das Interesse an IGCC als Technologie zur Kohleverstromung allgemein zurückgegangen, obwohl in Japan inzwischen zwei große Blöcke in Betrieb genommen wurden, die erfolgreich arbeiten (ohneCO2-Abscheidung ). 

Bellingham 

Kraftwerk Bellingham
Quelle: NextEra Energy 

Beschreibung: Bellingham ist ein gasbefeuertes 320-MW-Kraftwerk in Massachusetts. Von 1991 bis 2005 wurde einCO2-Abscheidungsverfahren für einen Teil der Rauchgase des Kraftwerks betrieben, was etwa 40 MW entspricht, und 320-350 TonnenCO2 pro Tag abgeschieden. DasCO2 wurde zur Verwendung in der Lebensmittelindustrie verkauft.68 

CO2 Abscheidung: DasCO2 wurde mit Econamine FG PlusSM von Fluor, einem Lösungsmittelverfahren auf Aminbasis, abgetrennt. Das Verfahren wurde in den frühen 1980er Jahren von Dow Chemical zur Rückgewinnung vonCO2 aus Rauchgasen entwickelt und 1989 von Fluor erworben. 

CO2 Speicherung: DasCO2 wurde nicht gespeichert, sondern in der Lebensmittelindustrie verwendet und schließlich wieder in die Atmosphäre freigesetzt. 

Kosten und Finanzierung: Zu den Kosten derCO2-Abscheidungsanlage in Bellingham liegen keine Angaben vor. 

Motivation: Das Projekt wurde durch die hohe Nachfrage nachCO2 in Lebensmittelqualität in den 1990er Jahren motiviert, die später mit dem Anstieg der Erdgaspreise in den frühen 2000er Jahren zurückging.  

Technische Leistung: Für diese Anlage sind keine Leistungsdaten verfügbar. 

Die wichtigsten Erkenntnisse: Bellingham ist nach wie vor das größte Beispiel für dieCO2-Abscheidung aus den Rauchgasen gasbefeuerter Kraftwerke. Als eines der ersten Beispiele für die großtechnischeCO2-Abscheidung aus Verbrennungsabgasen jeglicher Art gilt es als Initialzündung für die Entwicklung maßgeschneiderter Aminlösungsmittel zurCO2-Abscheidung für diese Anwendung. Das Projekt wurde zwar nicht aus Gründen des Klimaschutzes konzipiert oder betrieben, zeigt aber, dass die großtechnische Abscheidung vonCO2 aus dieser Art von Quelle technisch möglich ist, sogar in einem kommerziellen Kontext. 

Stahl 

Neuer Stahl kann entweder aus Eisenerz oder durch das Einschmelzen von Stahlschrott hergestellt werden. Obwohl die Recyclingquoten hoch sind (>85 %), ist die Nachfrage nach neuem Stahl so groß, dass immer noch etwa 70 % der weltweiten Produktion aus Eisenerz (so genannter Primärstahl) gewonnen werden. Etwa 90 % der neuen Stahlproduktion aus Eisenerz erfolgt in kohlebefeuerten Hochöfen, die sehr kohlenstoffintensiv sind und daher intensiv als Ziel für CO2-abscheidung und Lagerung erforscht wurden. Eine weitere Möglichkeit der Stahlerzeugung aus Eisenerz ist die Herstellung von 'direkt reduziertem Eisen' (DRI), bei der mit Erdgas befeuerte Öfen zum Einsatz kommen und die daher nur in einigen wenigen Ländern mit Zugang zu preiswertem Erdgas verwendet wird. DRI-Stahl macht derzeit etwa 10 % der weltweiten Stahlproduktion aus.  

CO2-abscheidung und Speicherung wurde für Hochofenabgase in einer Größenordnung von etwa viertausend Tonnen pro Jahr zu Forschungszwecken erprobt, aber noch nicht in einer großtechnischen Anlage eingesetzt.  

Die Abtrennung vonCO2 aus DRI-Anlagen ist unkomplizierter, da der Prozess in gewisser Weise der Methanreformierung zur Wasserstofferzeugung ähnelt. Eine der beiden großen verfügbaren DRI-Technologien (Energiron von Tenova) umfasst bereits dieCO2-Abscheidung als Mittel zur Verbesserung der Anlagenleistung. Weltweit gibt es mehrere Beispiele für diese Anlagen, bei denen das als Nebenprodukt anfallendeCO2 an die Lebensmittel- und Getränkeindustrie oder andere Verwendungszwecke verkauft wird. Auch die weiter verbreitete Midrex-Technologie bietet seit kurzem diese Option an.69 Wie bei der Methandampfreformierung gibt es eine weitere Quelle fürCO2-Emissionen aus der Gasverbrennung zur Beheizung des Reaktors. Aus der Literatur von Tenova geht hervor, dass etwa 60 % derCO2-Emissionen aus dem DRI durch den integriertenCO2-Abscheidungsprozess vermieden werden können. Dies ist jedoch nur ein kleiner Teil der Gesamtemissionen des gesamten Stahlherstellungsprozesses, von denen etwa 50-70 % auf die Stromerzeugung entfallen können. 

Al Reyadah Emirates Steel 

Al Reyadah
Quelle: U.S. Department of Energy, https://fossil.energy.gov/archives/cslf/Projects/AlReyadah.html  

Beschreibung: Das Stahlwerk von Emirates Steel in Abu Dhabi besteht aus zwei Anlagen für direkt reduziertes Eisen (DRI), die 2007 und 2011 gebaut wurden und jährlich rund 4,2 Millionen Tonnen Stahl produzieren. Im Jahr 2016 wurde "Al Reyadah" oder das Unternehmen Abu Dhabi CO2-abscheidung gegründet, um CO2-abscheidung und die Speicherung zu entwickeln und zu vermarkten, wobei das Stahlwerk als idealer Ort für die Demonstration der Technologien identifiziert wurde. Die Speicherung vonCO2 aus dem Stahlwerk begann im November 2016 mit einer Kapazität zur Abscheidung und Speicherung von 800 000 Tonnen pro Jahr. 

CO2 Abscheidung: DieCO2-Abtrennung mit Hilfe von Monoethanolamin (MEA) war bereits ein integraler Prozess in der von der Anlage verwendeten HYL Energiron DRI-Technologie. DasCO2 wird dann in der "Al Reyadah"-Anlage dehydriert und verdichtet. 

CO2 Speicherung: DasCO2 wird von der Abu Dhabi National Oil Corporation (ADNOC) entnommen und 70 km weit transportiert, um es für die verbesserte Ölgewinnung zu verwenden. 

Kosten und Finanzierung: Informationen über die Projektkosten sind nicht öffentlich zugänglich. Die Kosten fürCO2 aus dem Prozess wurden auf 30 $/t geschätzt; bei diesem Preis ist die verbesserte Ölgewinnung rentabel, wenn auch immer noch teurer als die konventionelle Ölförderung in Abu Dhabi. 

Begründung: Das Projekt ist das Ergebnis des strategischen Ziels von Abu Dhabi, durch die Schaffung von Al Reyadah die Entwicklung von CO2-abscheidung und die Speicherung von Öl zu fördern und gleichzeitig eine verbesserte Ölgewinnung als Weg zur Steigerung der Ölproduktion zu entwickeln. EOR wurde im Jahr 2009 erstmals in kleinem Maßstab im Emirat erprobt.  

Technische Leistung: Das Projekt macht keine Leistungsdaten zurCO2-Abscheidung und -Speicherung öffentlich zugänglich. Das Werk kann 4,2 Millionen Tonnen Stahl pro Jahr produzieren. Es besteht aus zwei Einheiten, die jeweils 2 Millionen Tonnen Stahl produzieren, und einem kleineren "Mikromodul" mit einer Kapazität von 0,2 Millionen Tonnen (nicht mit CCS behandelt). Aus der Literatur von Tenova über das Energiron-Verfahren geht hervor, dass die direkten Emissionen aus jeder der größeren Einheiten in der Regel etwa 770 000 TonnenCO2 betragen dürften, von denen bis zu 60 % (462 000 Tonnen) durch denCO2-Abscheidungsprozess behandelt werden.70 Dies würde bedeuten, dass die 400 000 Tonnen, die im Rahmen des Al Reyadah-Projekts abgeschieden und gelagert werden, eine Abscheidung von 87 % der verarbeiteten Gase darstellen. Da es jedoch nicht zwingend erforderlich ist, die Speicherung vonCO2 aus der Anlage zu maximieren, ist es wahrscheinlich, dass der Prozess entsprechend den Anforderungen der Stahlproduktionsanlage und demCO2-Bedarf des Ölfeldes optimiert wird. 

Die wichtigsten Erkenntnisse: Das Projekt Al Reyadah demonstriert die Integration mehrerer etablierterCO2-Technologien. Es gibt bereits mehrere andere große Energiron-Anlagen, die reineCO2-Ströme produzieren, und die Verwendung vonCO2 bei der verbesserten Ölgewinnung ist ebenfalls gut etabliert, auch wenn sie zuvor in den Vereinigten Arabischen Emiraten nicht in diesem Umfang eingesetzt wurde. Für die Golfregion war dies jedoch ein bedeutender Schritt, um Erfahrungen mit derCO2-Verarbeitung und demCO2-Transport zu sammeln und die Technologie als industrielle Dekarbonisierungsoption bekannt zu machen. 

Zement 

Zementwerk Brevik
Quelle: Heidelberg Materialien, https://www.brevikccs.com/en  

Die Zementindustrie ist ein wichtiges Ziel für die Anwendung der CO2-abscheidung und der Speichertechnologie, da sie für rund 7 % der weltweitenCO2-Emissionen verantwortlich ist und derzeit keine anderen Möglichkeiten zur vollständigen Dekarbonisierung zur Verfügung stehen. Zement wird durch Erhitzen natürlicher Mineralien (Kalkstein, Ton, Kieselerde) in Zementöfen auf Temperaturen von bis zu 1450 °C hergestellt. Etwa ein Drittel bis 40 % des in diesen Anlagen freigesetztenCO2 stammt aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe, um diese hohen Temperaturen zu erreichen, doch der größte Teil ist mit der Freisetzung vonCO2 aus Kalkstein (Kalziumkarbonat) verbunden. Eine Umstellung auf saubere Brennstoffe würde daher das massive Emissionsproblem der Industrie nur teilweise lösen. Trotz der eindeutigen Rolle, die CO2-abscheidung und die Speicherung bei der Dekarbonisierung dieses Sektors spielen, wurde dieCO2-Abscheidung aus Zementwerken noch nicht in vollem Umfang demonstriert, aber das erste Beispiel wird derzeit im Zementwerk Brevik in Norwegen gebaut. Das Brevik-Projekt sieht vor, etwa 50 % des Rauchgases aus dem Zementofen abzuscheiden, was 400.000 TonnenCO2 pro Jahr entspricht.71 Diese Abscheidungsrate wird durch die Verfügbarkeit von Abwärme im Werk bestimmt, die für den Abscheidungsprozess genutzt werden kann und den Bedarf an zusätzlicher Energie minimiert. 

Zementrauchgas hat im Allgemeinen eine höhereCO2-Konzentration als das Rauchgas von Kohlekraftwerken (mindestens 15 %), aber es wurden sehr ähnliche Technologien für diese Anwendung entwickelt und getestet. Es gibt inzwischen mehrere andere Pläne für eine großtechnische CO2-abscheidung und Speicherung in Zementwerken in Europa und Nordamerika, wobei eine Reihe unterschiedlicher Technologien zum Einsatz kommen. 

Schlussfolgerungen 

Der Bau von Großversionen von Klimatechnologien - manchmal auch als "kommerzielle Projekte" bezeichnet - ist ein entscheidender Schritt auf dem Weg zu einer breiteren Akzeptanz und ein Schritt, den die meisten etablierten Technologien durchlaufen mussten, darunter Offshore-Windkraft, Kernkraft und Luftreinhaltung für Kraftwerke. Um wirklich nützlich zu sein, müssen neue Technologien alltäglich werden, mit standardisierten Verfahren, die in großen Mengen hergestellt werden können und risikoarme Investitionen darstellen. An diesem Punkt wird eine Technologie oft als "kommerzialisiert" bezeichnet, auch wenn ihre kommerzielle Lebensfähigkeit vollständig von der Umwelt- und Klimapolitik und den entsprechenden Vorschriften abhängen kann. 

CO2-abscheidung und Speicherung ist ein Sammelbegriff für ein breites Spektrum von Techniken zur Handhabung vonCO2 und zur dauerhaften Verhinderung, dass es in die Atmosphäre gelangt. Bestimmte Arten von CO2-abscheidung und Speicherung haben bereits kommerziellen Status erreicht, aber wenig überraschend nur in Anwendungen, die einen wirtschaftlichen Wert für die Technologie haben. Daher werden sie meist nicht so betrieben, dass ihr Nutzen für das Klima maximiert wird. Andererseits wurden Anwendungen, bei denen die Entwicklung von CO2-abscheidung und Speichertechnologien für das Klima zwingend erforderlich ist (Zement, Stahl, Petrochemie, Gaskraftwerke, direct air capture), oft kaum oder gar nicht in großem Maßstab getestet. Diese Anwendungen sind von der Politik und/oder von Vorschriften abhängig, die solche Versuche finanziell tragfähig machen.   

Die Untersuchung der CO2-abscheidung und der Erfolgsbilanz von Speicherprojekten ergibt daher ein gemischtes Bild mit einigen etablierten Technologien, die zu kommerziellen Zwecken eingesetzt werden, und anderen, die dazu dienen, die Fähigkeiten neuer Technologien in großem Maßstab zu testen. Es ist normal und sogar wertvoll, dass die echten Demonstrationsprojekte (wie Boundary Dam, Petra Nova oder Quest) auf technische Probleme stoßen und Lösungen finden. Glücklicherweise haben sich die Probleme, auf die diese Vorreiter gestoßen sind, als überwindbar erwiesen - oft sind einfache praktische Lösungen erforderlich, wie z. B. eine geringfügige Umgestaltung von Komponenten, eine gründlichere Reinigung des verarbeiteten Gases oder eine größere Systemredundanz, damit der Betrieb während der Wartungsarbeiten fortgesetzt werden kann. Die nächste Generation jeder dieser Technologien sollte effizienter, wirtschaftlicher und zuverlässiger arbeiten, und die nächste Generation sollte noch bessere Leistungen erbringen. 

Letztendlich sagt uns die Klimawissenschaft, dass wirCO2-Abscheidungs- und -Speichertechnologien in sehr großem Maßstab einsetzen müssen - nicht nur, um die Emissionen in der erforderlichen Geschwindigkeit zu senken, sondern auch für die unvermeidliche Aufgabe,CO2 aus der Atmosphäre zu entfernen. Die erfolgreichen Projekte, die wir heute haben, reichen aus, um uns zu zeigen, dass diese Technologien in der Lage sind, diesen Bedarf zu decken. Wir wissen aber auch, dass nicht jedes Projekt, das wir in Angriff nehmen, perfekt funktionieren wird - einige könnten mit unerwarteten Herausforderungen konfrontiert sein, schlecht ausgeführt werden oder schwache Leistungsanreize haben. Angesichts des Klimazwangs sollte die Reaktion auf unvollkommene Projekte darin bestehen, die Anstrengungen zu verdoppeln, um sicherzustellen, dass mehr Projekte erfolgreich sind. Dies erfordert eine Kombination aus technischer Innovation und politischen Maßnahmen, die sicherstellen, dass die Projekte so konzipiert und betrieben werden, dass der Nutzen für das Klima maximiert wird. Da solche Maßnahmen nun in mehreren Ländern, darunter die USA, Kanada und Europa, umgesetzt werden, zeichnet sich eine neue Welle von CCS-Großprojekten ab, von denen man erwarten kann, dass sie einen hohen Standard der Klimaleistung aufrechterhalten und unter diesen Gesichtspunkten sinnvoller bewertet werden können.72 


Fußnoten

  1. IPCC (2023) Beitrag der Arbeitsgruppe III zum 6th asessment report der Zwischenstaatlichen Sachverständigengruppe für Klimaänderungen. IEA (2023) Netto-Null-Fahrplan: Ein globaler Weg zur Einhaltung des 1,5°C-Ziel in Reichweite. Internationale Energieagentur.
  2. U.S. Patent US1783901A, Verfahren zur Abtrennung saurer Gase.
  3. IEA (2019) Das Setzen von CO2 to use.
  4. PHMSA (2024) Jahresbericht für gefährliche Flüssigkeiten oder Kohlendioxydsysteme.
  5. Hill B et al. (2013) Geologische Kohlenstoffspeicherung durch verbesserte Ölgewinnung.
  6. GCCSI (2023) Globaler Status von CCS 2023.
  7. IEAGHG (2004) Verbesserung der Stromerzeugung durch Abscheidung von Kohlendioxid nach der Verbrennung.
  8. IPCC (2023) Beitrag der Arbeitsgruppe III zur 6.th Bewertungsbericht der Zwischenstaatlichen Sachverständigengruppe für Klimaänderungen.
  9. IEA (2023) Netto-Null-Fahrplan: Ein globaler Weg zur Einhaltung des 1,5°C Ziel in Reichweite zu halten.
  10. Diese Projekte umfassen Sleipner, Snøhvit und Quest.
  11. Böden (1930) Verfahren zur Abtrennung saurer Gase (U.S. Patent Nr. US1783901A).
  12. Burgers et al. (2011) Weltweites Entwicklungspotenzial für Sauergas, Energy Procedia; 4; 2178.
  13. Rochelle G T (2009) Aminwäsche für CO2 Abscheidung. Van Roij J (2022) Einführung in die Aminsüßung. Kapitel in: Korrosion in Aminbehandlungsanlagen (2nd Auflage); Rufford et al. (2012) Die Entfernung von CO2 und N2 aus Erdgas: ein Überblick über konventionelle und neue Verfahrenstechnologien, J. Pet. Eng.; 94-95; 123.
  14. Solbraa E (2010) CO2-abscheidung und Speichererfahrungen aus dem Sleipner-Feld. In: Destillation Absorption 2010: Tagungsband.
  15. Eiken O (2011) Lehren aus 14 Jahren CCS-Betrieb: Sleipner, In Salah und Snøhvit, Energy Procedia; 4; 5541.
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