Dansk Gasteknisk Center a/s • Dr. Neergaards Vej 5B • 2970 Hørsholm • Tlf. 2016 9600 • www.dgc.dk • dgc@dgc.dk

CCS i et naturgasperspektiv Projektrapport Januar 2017

CCS i et naturgasperspektiv

Klaus Hjuler

Titel : CCS i et naturgasperspektiv

Rapport kategori : Projektrapport

Forfatter : Klaus Hjuler

Dato for udgivelse : 31.01.2017

Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s

Sagsnummer : 742-08; H:\742\08 CCS naturgasperspektiv\CCS i et naturgasperspektiv_final.doc

Sagsnavn : CCS i et naturgasperspektiv

ISBN : 978-87-7795-401-6

DGC-rapport 1

Indholdsfortegnelse Side

1 Indledning .................................................................................................................................... 2

2 Sammendrag ................................................................................................................................ 3

3 Status for CCS .............................................................................................................................. 4

3.1 Politiske målsætninger og rammebetingelser ........................................................................ 4

3.2 Handel med CO2-kvoter ......................................................................................................... 5

3.3 Global roadmap for CCS-teknologi ....................................................................................... 8

3.4 CCS-roadmap for Norden .................................................................................................... 10

3.5 CCS-demonstrationsprojekter i EU ..................................................................................... 13

3.6 CCS-projekter globalt .......................................................................................................... 15

4 CCS-teknologi ............................................................................................................................ 18

4.1 CO2-fangst ........................................................................................................................... 18

4.1.1 Pre-combustion ...................................................................................................... 18

4.1.2 Oxy-combustion .................................................................................................... 18

4.1.3 Post-combustion .................................................................................................... 20

4.2 Transport af CO2 .................................................................................................................. 26

4.3 Lagring af CO2 ..................................................................................................................... 28

4.4 Anvendelse af CO2 ............................................................................................................... 29

5 CCS på gasanlæg ....................................................................................................................... 31

5.1 Teknologi ............................................................................................................................. 31

5.2 Omkostninger ....................................................................................................................... 33

5.3 Driftsfleksibilitet .................................................................................................................. 34

6 Videncentre ................................................................................................................................ 35

DGC-rapport 2

1 Indledning Carbon Capture and Storage (CCS) er en fælles betegnelse for teknologier til hhv. fangst, transport og lagring af kuldioxid fra energiproduktion og industri. CCS er accepteret som værende det mest effektive virkemiddel til storskalareduktion af CO2-emissionerne til atmosfæren. Den største barriere for implementering af CCS er manglen på nødvendig infrastruktur til transport og lagring af i størrelsesordenen milliarder ton CO2, herunder naturligvis finansieringen af disse anlæg. Dertil kommer be-tydelige udfordringer omkring lovgivning og offentlig accept af CCS. Om-vendt kan muligheden for at øge indvindingsgraden af olie og gas ved injek-tion af CO2 i oliefelter give et økonomisk incitament til CCS. I EU-området er det hensigten at salg af CO2-kvoter via kvotehandelssyste-met ETS skal være den drivende kraft for investeringer i CCS. Imidlertid er kvoteprisen af forskellige årsager langt fra tilstrækkelig (8 euro/ton, 2015). EU's medlemsstater forhandler for nuværende om ændringer i kvotehan-delsdirektivet for perioden efter 2020 med henblik på at nå målsætningen om at reducere den samlede CO2-emission med mindst 40 % i 2030 i for-hold til 1990. Nærværende rapport opsummerer baggrund og aktuel status for CCS på verdensplan. Desuden gives et overblik over teknologiske muligheder for hhv. CO2-fangst, transport og lagring. Endelig indeholder rapporten en kort orientering om CCS i gassektoren samt links til en række CCS-videncentre. Arbejdet er initieret i 2015 af gasselskabernes Teknisk Chef Gruppe. DGC projektleder: Klaus Hjuler QA: Jan K. Jensen

DGC-rapport 3

2 Sammendrag Naturgas er meget velegnet til CCS. Grundet et højt mol-indhold af brint i forhold til kulstof er CO2-belastningen med naturgas omkring 40 % lavere end med kul og olie på energibasis. Dermed spares omkostninger til fangst, transport og lagring af CO2. Naturgassen udmærker sig også ved at være fri for askestoffer og andre problematiske komponenter, som ellers skal fjernes før kompression. Endelig kan gasanlæg etableres kosteffektivt, hvilket sam-let set bevirker, at kapitalomkostningerne til gas-CCS (dvs. naturgasfyrede kraftværker med CCS) vurderes at være op til 60 % lavere end til kul-CCS. Gassektoren har stor erfaring med CO2-fangst, idet lignende teknologi i mange år har været anvendt til behandling af naturgas med højt indhold af bl.a. CO2, såkaldt ”sour gas sweetening”. Siden 70’erne har man udnyttet den separerede CO2 til at øge udvindingsgraden fra oliefelter (EOR). Den første egentlige geologiske lagring (salthorst) i kommerciel skala påbegynd-tes af Statoil i 1996 med 0,85 mio. ton CO2/år ved Sleipner-feltet i den nor-ske del af Nordsøen. Der er et stort uudnyttet potentiale for lignende anlæg i gassektoren på verdensplan. Erfaringer fra store CCS-projekter viser at teknologikæden er moden; fra fangst over transport til EOR eller geologisk lagring. Verdens hidtil største CCS-projekt er netop idriftsat: det 1 mia. USD dyre Petra Nova kulfyrede kraftværk med aminskrubning i Texas, USA, som årligt vil sende 1,6 mio. ton CO2 til et nærliggende oliefelt. Et andet eksempel er IGCC-kulforgas-ningsanlægget i Kemper County, Mississippi, med en kapacitet på 3 mio. ton CO2/år til EOR, ventes idriftsat i 2017. Og Norge er langt fremme med planer om et CCS-cluster i Oslo med Klemetsrud affaldsforbrændingsanlæg, cementfabrikken Norcem og Yaras ammoniakfabrik med en samlet kapaci-tet på op til 1,5 mio. ton CO2/år, geologisk lagret øst for Troll-feltet. Trods fordelene ved naturgas er FUD-bevillingerne overvejende gået til kul-CCS, og der er derfor usikkerhed omkring omkostningerne til gas-CCS. IEA estimerer, at elproduktionsprisen vil være 40 - 60 % højere på gasanlæg med CCS end tilsvarende uden CCS. Omkostningerne forventes at falde noget, i takt med at teknologien vinder større udbredelse, hvilket dog forudsætter en CO2-kvotepris på et (stabilt) niveau over 60 euro/ton.

DGC-rapport 4

3 Status for CCS

3.1 Politiske målsætninger og rammebetingelser

De politiske målsætninger og rammebetingelser for CCS-teknologi er en del af EU’s klima- og energipolitik, som bliver fastlagt i et samarbejde mellem EU-medlemslandene, EU-Kommissionen og Europa-Parlamentet. I 2007 vedtog Det Europæiske Råd handlingsplanen ”En Energipolitik for Europa”, som fastlagde de overordnede målsætninger for europæisk energi-politik. Den europæiske energipolitik forfølger tre overordnede mål: 1. Øget forsyningssikkerhed, 2. Sikring af de europæiske økonomiers konkurrence-evne og 3. Fremme af miljømæssig bæredygtighed og bekæmpelse af kli-maændringer. De overordnede mål blev i 2008 udmøntet i 2020 klima- og energipakken, som opstiller de såkaldte 20-20-20-mål. Ifølge disse skal EU som helhed i 2020 have reduceret sin drivhusgasudledning med minimum 20 % (Danmark 30 %) i forhold til 1990-niveau, opnået en andel af vedva-rende energikilder på minimum 20 % samt forbedret energieffektiviteten med 20 %. Desuden blev vedtaget et mål om 10 % vedvarende energiformer i transportsektoren inden 2020. Ud over de nævnte mål indeholdt 2020 klima- og energipakken forslag til fælles EU-lovgivning, herunder et forslag til direktiv om CO2-opsamling og lagring i undergrunden (direktiv 2009/31/EC). Ved udgangen af 2013 var CCS-direktivet fuldt implementeret i 20 ud af 28 EU-medlemslande, dog med begrænsninger vedrørende tilladelser til CO2-lagring (figur). Direktivet opstiller kriterier for udvælgelse af geologiske formationer til CO2-lagring og diskuterer forhold vedrørende godkendelse og drift, bl.a. kvalitet af CO2, tilsyn og verifikation, risikovurdering samt transport af CO2 over lande-grænser. Sidstnævnte bliver dog tolket som værende i konflikt med den så-kaldte ”London Protokol”-konvention fra 1972 (med senere tillæg) om for-hindring af havforurening ved dumpning af affald og andre stoffer, hvilket i praksis er en uafklaret barriere (CCS and the London Protocol, IEA 2011). Dertil kommer en række usikkerheder, specielt i relation til ansvar og for-pligtigelser, fordi CCS-direktivet kun udstikker en lovgivningsmæssig ramme, hvis tolkning er op til de enkelte medlemsstater.

DGC-rapport 5

Fremdrift af implementering af CCS-direktivet i EU-lande mht. CO2-lagring (Shogenova et al., 2013).

Selvom den gældende 2020 klima- og energiaftale løber endnu 4 år, vedtog EU’s medlemsstater allerede i 2014 en aftale for perioden 2020 til 2030. Dermed sendes et signal om, at klimapolitikken vil fortsætte ad samme spor for at skabe et grundlag for investeringer i anlæg og infrastruktur. Målene for 2030 for EU som helhed er: 40 % reduktion i udledningen af drivhusgas-ser i forhold til 1990, vedvarende energi skal dække 27 % af EU’s energi-forbrug og 27 % energibesparelse i forhold til business-as-usual-scenariet. Sidstnævnte mål er ikke bindende, dvs. at det er de enkelte lande, der skal udarbejde handlingsplaner for at nå målsætningen. 3.2 Handel med CO2-kvoter

EU’s kvotehandelsdirektiv (direktiv 2003/87/EC) er grundlaget for etable-ringen af ”European Union Greenhouse Gas Emission Trading System” (EU ETS) i 2005, som omfatter alle medlemslande samt Island, Norge og Liech-tenstein og er verdens største marked for handel med udledningstilladelser. I dag omfatter ETS omkring 45 % af EU’s samlede emission af CO2. Kvotesystemet indebærer et fælles loft for CO2-emissioner fra kraftværker og industri samt flyselskaber (som dog har separat loft) med forbindelser i og til EU. Skibstransport er ikke omfattet af kvotesystemet. Med virkning

DGC-rapport 6

fra og med 2013 (fase 3) reduceres mængden af kvoter med 1,74 % hvert år frem til 2020, således at målsætningen om 20 % reduktion i forhold til 1990 kan nås. Samtidig bliver gradvist flere sektorer og drivhusgasser inkluderet (p.t. N2O og PFC fra visse industrier). I modsætning til situationen før 2013, hvor de fleste kvoter blev tildelt gratis, vil disse fremover i stigende grad blive auktioneret af de enkelte nationalstater, og den gratis tildeling skal være helt udfaset i 2027. Samtidig er det et krav, at mindst halvdelen af pro-venuet fra auktioneringen anvendes til at bekæmpe klimaforandringer, og at EU-Kommissionen skal informeres om, hvordan midlerne bliver anvendt. I tråd med 2030 klima- og energiaftalen vil antallet af kvoter blive justeret i takt med den økonomiske aktivitet fra 2021. Der er generel accept af, at ”cap-and-trade”-systemet principielt er den mest kosteffektive mekanisme til regulering af emissioner. Desværre lider EU ETS under et akkumuleret overskud af kvoter på mere end 2 mia. ton, som har presset prisen ned til p.t. omkring 8 euro/ton CO2 – hvilket er alt for lavt til at stimulere investeringer i CCS. I et forsøg på at afbøde virkningerne heraf er auktionering af 900 mio. kvoter i fase 3 blevet udskudt, og desuden oprettes fra 2021 en såkaldt markedsstabilitetsreserve. Reserven skal funge-re som buffer, idet kvoter vil kunne overføres til eller frigives fra reserven under nærmere fastsatte betingelser. Ud over EU ETS-kvoter har virksomheder i EU også mulighed for at an-vende ”internationale” kreditter via de såkaldte fleksible mekanismer CDM (Clean Development Mechanism) og JI (Joint Implementation) fra Kyoto-protokollen (UNFCC, 1997). Kreditterne kan genereres ved gennemførelse af projekter i hhv. udviklingslande og ”transition economies”, som har do-kumenteret reducerende effekt på udledningen af drivhusgasser. Det skal bemærkes, at ”negative” emissioner, som kan forekomme ved etab-lering af såkaldt bio-CCS, ikke er godkendt under ETS, selvom kulstof fjer-nes fra atmosfæren. Bio-CCS (eller BECCS) er en betegnelse for bioenergi kombineret med CCS. Kreditgivning til bio-CCS er forbundet med betyde-lige usikkerheder vedrørende bl.a. bæredygtighedskriterier for biomassen, samlede emissioner i værdikæden og effekt af direkte/indirekte ændringer i brugen af dyrkningsarealer. Dog skal nævnes, at negative emissioner aner-

DGC-rapport 7

kendes i andre kvotehandelssystemer end EU ETS, eksempelvis California Low Carbon Fuel Standard for transportområdet (Kemper, IEA GHG).

Eksempler på livscyklus-emission målt i CO2-ækvivalenter per person-km for forskellige biobrændstoffer og fossilt brændstof (RER: Europe). Biogas har negativt udslip, fordi metan fra processen alternativt ville være frigivet til atmosfæren (Ökobilanz von Energieprodukten: Ökologische Bewertung von Biotreibstoffen, Bundesamtes für Energie, 2007).

Historisk kvotepris under EU ETS (www.carbonmarketwatch.org).

DGC-rapport 8

Akkumuleret overskud af EU ETS-kvoter i perioden 2008 – 2013 (Sandbag Climate Campaign).

3.3 Global roadmap for CCS-teknologi

Det Internationale Energi Agentur (IEA) har udarbejdet de såkaldte ”Tech-nology Roadmaps” med henblik på at fremme udviklingen af en række "low-carbon"-energiteknologier, herunder CCS-teknologi. Hver roadmap tager udgangspunkt i 2 °C scenariet (2DS), som skulle give 80 % chance for at stabilisere den globale temperaturstigning på 2 °C i 2050 – svarende til ca. 450 ppm CO2 i atmosfæren. For at nå dette mål skal den globale CO2-emission være mere end halveret i 2050 i forhold til 2009.

Implementering af CCS-teknologi i industrielle sektorer for 2DS-scenariet, hhv. OECD/non-OECD (CCS Technology Roadmap, IEA 2013).

DGC-rapport 9

IEA’s 2DS-roadmap-analyse viser, at CCS-teknologi skal implementeres i vidt omfang i såvel kraftværkssektoren som i industrien. I 2050 skal på ver-densplan lagres omkring 7 Gt CO2/år, og den akkumulerede mængde lagre-de CO2 skal være af størrelsesordenen 120 Gt CO2. Til sammenligning var verdens olieproduktion ca. 4,1 Gt i 2013. IEA foreslår desuden som delmål: 1) at CO2-fangst i 2020 er blevet demonstreret i mindst 30 projekter omfat-tende bl.a. kul- og gasfyrede anlæg, 2) at CCS anvendes rutinemæssigt på kraftværker, cementanlæg, stålværker, papirindustri, svarende til lagring af 2000 Mt CO2 per år. IEA udarbejder desuden ”Energy Technology Perspectives”, som analyserer energisystemer og -strategier med henblik på en bæredygtig udvikling, her-under ”Tracking Clean Energy Progress” for forskellige sektorer, bl.a. gas-fyrede kraftværker. Af den seneste 2015-udgave fremgår eksempelvis, at elproduktionen med naturgas i 2012 var ca. 5000 TWh, svarende til 22 % af det globale elforbrug. Iflg. IEA er naturgasfyrede kraftværker nødvendige i fremtiden, dels som et lav-CO2-alternativ til kulkraft og dels som backup til VE-el. Bemærk, at CO2-intensiteten for nye kraftværksanlæg i 2DS maks. bør være 200 g CO2/kWh frem til 2020 og ca. 50 g CO2/kWh efter 2020 (til sammenligning er niveauet ca. 350 g CO2/kWh for naturgasanlæg).

Globalt gennemsnit for kraftværkers CO2-intensitet sammenholdt med krav til nyanlæg i 3 forskellige IEA-scenarier (Tracking Green Energy Progress 2015, IEA).

Endelig skal nævnes, at IEA sammen med Nordic Energy Research (www.nordicenergy.org) har koordineret udarbejdelsen af ”Nordic Energy Technology Perspectives – Pathways to a Carbon Neutral Energy Future” (2013) med deltagelse af 14 forskningsinstitutioner fra de 5 nordiske lande,

DGC-rapport 10

bl.a. Risø DTU og Ea Energianalyse A/S fra dansk side. Rapporten peger på 5 områder med særlige fremtidige udfordringer: 1) energieffektivitet i byg-ninger og industri, 2) infrastruktur til elproduktion og -transmission, 3) im-plementering af CCS-teknologi, 4) biomasseforsyning qua nettoimport og 5) regionalt samarbejde for kosteffektive løsninger/cluster development. Se også ”Jazz”- og ”Symphony”-scenarierne fra World Energy Council (WEC) www.worldenergy.org/wp-content/uploads/2013/09/World-Energy-Scenarios_Composing-energy-futures-to-2050_Full-report.pdf

Nordic Energy Technology Perspectives – Pathways to a Carbon Neutral Energy Future” (IEA 2013). 3.4 CCS-roadmap for Norden

Under Nordisk Ministerråd/Nordisk Innovation blev i 2011 etableret fælles-nordisk CCS-platform/virtuelt kompetencecenter, “NordiCCS” (www.sintef.no/projectweb/nordiccs/), som har løbet i 5 år med deltagelse af 6 industrielle partnere og 11 R&D institutioner, herunder danske GEUS. I forbindelse med projektet er bl.a. udarbejdet et ”Nordic CCS Roadmap”, analogt med IEA’s globale CCS Technology Roadmap. Desuden er der ar-bejdet med at etablere et atlas over CO2-lagringsmuligheder i regionen, ”The NordiCCS Storage Atlas” med GEUS som koordinator. NordiCCS peger bl.a. på, at bio-CCS er en kosteffektiv metode til at nå 2050 målet om opsamling og lagring af 20-30 mio. ton CO2 per år i regio-nen qua de relativt mange biomasseanlæg, ikke mindst i Sverige og Finland. Endvidere ligger de nordiske lande godt placeret i forhold til CO2-injektion i Nordsøen, der har stor lagerkapacitet og giver mulighed for øget olieindvin-

DGC-rapport 11

ding (EOR). Alle led i værdikæden er demonstreret, eksempelvis lagres i dag omkring 1,7 mio. ton CO2/år fra naturgas sweetening på anlæggene Sleipner and Snøhvit i hhv. Nordsøen og Barentshavet.

CO2-emissioner i Norden fra forskellige sektorer (Nordic CCS Roadmap).

Illustration af de 4 scenarier i Nordic CCS Roadmap (NordiCCS, 2015).

DGC-rapport 12

Nordic CCS roadmap til 2050 inkluderer 4 scenarier, hvoraf det første er business-as-usual, mens scenarie 2 indregner effekten af den norske rege-rings beslutning om et CCS-projekt i 2020 til lagring af ~1 mio. ton CO2/år. Scenarie 3 er et konservativt estimat med EOR/naturgas sweetening (fjer-nelse af 2-3 % CO2 fra naturgas), som er relativt billig at etablere og kan sikre stabile leverancer af CO2 til EOR over en længere periode. Dette vur-deres også at have væsentlig betydning med hensyn til at skabe et marked for CO2 fra landbaseret industri. Scenarie 4 omfatter øvrige CCS-projekter med relativt gunstig økonomi, herunder bio-CCS og naturgas-CCS. Grundet economies of scale foreslås et storskala-gas-CCS-anlæg etableret i form af et 2000 MW anlæg ved Stavanger, Norge, bestående af 5 combined-cycle gasturbiner (CCGT) med aminskrubning. I alt ca. 5 mio. ton CO2 per år transporteres til Utsira-feltet med rørledning og den producerede el ekspor-teres til EU.

Estimat på omkostningerne til CCS per ton lagret CO2 for en række cases, hvor de 3 billigste muligheder er: 1) EOR/naturgas sweetening, 2) Aalborg Portland via ”Hirtshals Hub” til Gassum (Skagerak) med skib og 3) 2000 MW CCGT i Stavanger. CAPEX/ OPEX er estimeret på basis af aminskrub-ning for det n’te anlæg i et område med veletableret industriel infrastruktur. ”Hirtshals Hub” er en del af et foreslået CO2-cluster for virksomheder i Skagerak-regionen (NordiCCS, 2015).

DGC-rapport 13

Estimat af omkostninger til CCS og forskellige alternativer (SBC Energy Institute, ”Bringing CCS to Market”, 2012).

Set fra et samfundsmæssigt perspektiv er der positiv økonomi i CCS/EOR ved de danske felter i Nordsøen, viser en analyse af Rambøll Management Consulting for Energistyrelsen fra 2012. Udgangspunktet er et CCS/EOR-projekt med CO2-fangst fra 3 kulfyrede kraftværker (Studstrup, Fyn og Nordjylland) med injektion i 3 oliefelter (Dan, Halfdan og Gorm). Analysen viser, at det er muligt at øge olieproduktionen med ca. 151 mio. tønder olie frem mod 2049, svarerende til ca. 40 % af det estimerede potentiale på de tre felter. Dertil kræves opsamlet ca. 95 mio. ton CO2 på kraftværkerne, som efterfølgende transporteres med skib til injektion i oliefelterne. Skibstrans-port er dels økonomisk favorabel, dels giver den logistiske fordele og øget fleksibilitet. Under givne forudsætninger giver CCS/EOR-projektet samlet set en positiv nutidsværdi over en 30-årig periode, såvel budgetøkonomisk (ca. 5 mia. DKK) som samfundsøkonomisk (ca. 9 mia. DKK) ved en dis-konteringsrente på 5 %. Bemærk, at analysen forudsætter, at kraftværkerne drives på fossilt brændsel med maksimal driftstid frem til 2049 for at sikre den nødvendige mængde CO2 og dermed projektets rentabilitet, hvilket igen reducerer den samlede fleksibilitet af elsystemet. 3.5 CCS-demonstrationsprojekter i EU

I forbindelse med revisionen af EU’s kvotehandelsdirektiv i 2009 blev bl.a. indført muligheden for at allokere provenuet ved salg af 300 mio. kvoter til støtte af demonstration af CCS-og VE-teknologier, det såkaldte New En-

DGC-rapport 14

trants Reserve 300 (NER 300) program, som løber til 2020. Efter 2020 etab-leres et tilsvarende NER400-program (såkaldt ”Innovation Fund”), som ud-vides til også at støtte ”low-carbon”-innovationsprojekter i mindre skala i industrisektoren. Ambitionen i første runde af NER 300 var at give tilsagn om støtte til alt 12 integrerede CCS-projekter (dvs. demonstration af hele processen fra fangst til lagring) med idriftsættelse i 2015, men ingen af medlemslandene var pa-rate til at garantere for den resterende 50 % finansiering til nationale CCS-projekter. I anden runde af NER 300 fik kun ét CCS-projekt tilsagn om støtte, nemlig ”White Rose CCS”, et 430 MW kulfyret anlæg med oxy-fuel-teknologi i Yorkshire, England. I dette projekt skal cirka 2 mio. ton CO2 per år trans-porteres via en ny 165 km rørledning (UK National Grids ”The Humber Cluster”) til et permanent lager 90 km offshore under Nordsøen. White Rose CCS-projektets fremtid er nu usikker, da den engelske regering i 2015 meddelte, at der ikke som lovet vil blive afsat 1 mia. GBP til ”CCS Commercialisation”-programmet. Et andet berørt projekt er Peterhead CCS, omfattende retrofit af Shell CanSolv-aminskrubning på et eksisterende 385 MW IGCC-anlæg i Aberdeenshire, Skotland, samt transport af cirka 1 mio. ton CO2 per år via en 100 km rørledning til et nedlagt gasreservoir. Tilbage i 2009 gav EU tilsagn om støtte til i alt 6 integrerede CCS-projekter under European Energy Programme for Recovery (EEPR), som støtter pro-jekter inden for energi-infrastruktur og CCS med op til 80 %. Af disse er kun to CCS-projekter endnu aktive – finansieringen er dog endnu ikke ende-ligt sikret: Don Valley (England) og ROAD (Holland). Don Valley er et 900 MW NGCC-anlæg (bl.a. 2 x General Electric ”Starga-te 250”) med integreret, tryksat CO2-fangst med kaliumkarbonat, som til-sluttes samme rørledning som White Rose projektet i Skotland. ROAD (Rotterdam Opslag en Afvang Demonstratie) projektet omfatter CO2-fangst med aminskrubning på en 250 MW delstrøm fra et nyt 1070 MW kul/biomassefyret kraftværk ved Maasvlakte, Rotterdam. Hertil en 25 km rørledning (140 bar, 80 °C) til transport af ca. 1,1 mio. ton CO2/år til et ned-

DGC-rapport 15

lagt gasfelt, som foreslås tilsluttet eksisterende rørledninger (Rotterdam Network). Der er flere industrianlæg i området (bl.a. Abengoa bioethanol) og et naturgasfyret kraftværk (220 MWe EON RoCa3), som leverer CO2 til drivhuse via rørledning. På RoCa3 er installeret en såkaldt CO2-kedel, dvs. at en del af røggassen fra gasturbinen efterbrændes, således at røggassens indhold af CO2 forøges. Endelig skal nævnes, at Norge er langt fremme med planer om et CCS-cluster i Oslo med Klemetsrud affaldsforbrændingsanlæg, cementfabrikken Norcem og Yaras ammoniakfabrik med en samlet kapacitet på op til 1,5 mio. ton CO2/år, geologisk lagret øst for Troll-feltet. CO2-emissionerne fra energitunge sektorer som produktion af stål, cement og gødning udgør op til 25 % af den globale emission af drivhusgasser.

Foreslået udvidelse af Rotterdam Network og etablering af CO2-hub ved Rotterdam i forbindelse med ROAD CCS-projektet. http://www.rotterdamclimateinitiative.nl/documents/CO2%20network%20approch.pdf).

3.6 CCS-projekter globalt

På verdensplan er 15 storskala-CCS-anlæg operative i 2015 og der kommer 7 mere i drift i perioden 2016 – 2017, ifølge Global CCS Institute. Den tota-le kapacitet af disse 22 anlæg er ca. 40 mio. ton CO2 per år. Derudover af-venter yderligere 11 nye projekter bl.a. endelig beslutning om finansiering.

DGC-rapport 16

Operative, nye og afventende storskala-CCS-projekter globalt, fordelt på regioner (øverst) og forretningsområder (nederst) (Global CCS Institute, 2015).

11 ud af de 15 operative projekter er EOR-CCS, mens de resterende 4 er dedikeret geologisk lagring (Quest, Sleipner, Snøhvit, In Salah). Der er kun ét kraftværksprojekt blandt de 15 operative, nemlig Boundary Dam CCS (Canada, 1 mio. ton CO2/år Shell Cansolv-aminskrubning), resten er relate-ret til naturgasopgradering (9), fremstilling af gødning (2), brint (2) og SNG (1). Tilsvarende er 5 ud af de 7 nye projekter EOR-CCS, mens de sidste 2 er

DGC-rapport 17

CO2-fangst med geologisk lagring (Gorgon, Illinois Industrial). Blandt EOR-CCS-projekterne er 2 kraftværksprojekter: Kemper County IGCC (580 MW TRIG entrained-flow-kulforgasning, 3 mio. ton CO2/år pre-combustion capture) og Petra Nova (delstrøm fra 610 MW kulfyret, 1.4 mio. ton CO2/år MHI KM-CDR-aminskrubning), begge i USA. Ud over nævnte projekter findes et bio-CCS-projekt, Arkalon Ethanol, Ok-lahoma (USA), som blev idriftsat i 2009 med en kapacitet på 180.000 ton CO2/år. Den opsamlede CO2 fra fremstilling af bioethanol komprimeres, transporteres i rør og injiceres i oliefelter af Chapparal Energy på kommer-ciel basis. Chaparral Energy indgik desuden i 2013 en aftale med Coffey-ville Resources Nitrogen Fertilizer (gødningsanlæg) om levering af op til 850.000 CO2/år (ikke-bio-CCS). Se i øvrigt billeder og beskrivelser på: www.carbonbrief.org/around-the-world-in-22-carbon-capture-projects.

DGC-rapport 18

4 CCS-teknologi

4.1 CO2-fangst

CO2-fangstteknologi opdeles i 3 kategorier, hhv. pre-combustion-, oxy-combustion- (også kaldet oxy-fuel) og post-combustion-teknologi. 4.1.1 Pre-combustion

Pre-combustion er typisk forbundet med entrained-flow-forgasnings-teknologi på store IGCC-anlæg (Integrated Gasification Combined Cycle) og anvendelse af ren ilt som forgasningsmiddel. Kulstof fjernes før for-brændingsprocessen (gasturbine) ved at reagere CO i forgasningsgassen med vanddamp, såkaldt water-gas shift, hvorved dannes CO2 og H2. Deref-ter fjernes CO2 typisk ved aminskrubning. Pre-combustion-CO2-fangst er kosteffektiv, fordi CO2-indholdet i gassen er relativt høj (20-50 vol-%) og gasmængden betydeligt mindre end ved post-combustion. Samlet set er CAPEX/OPEX dog høj for IGCC-CCS grundet anlæggenes kompleksitet og omkostninger til fremstilling af ren ilt (luftseparation v. kryoteknik). Polk Station 250 MW IGCC, Florida (USA), er så vidt vides det eneste pre-combustion-anlæg i drift (2016). En delstrøm på 30 % af forgasningsgassen behandles ved Siemens PostCap-skrubning med aminosyre-saltopløsning, og den separerede CO2 lagres i en geologisk formation under kraftværket (0,3 mio. ton/år). Blandt tidligere projekter er fangst af 100 ton CO2/dag på en 3600 Nm3/time delstrøm fra ELCOGAS Puertollano (335 MW IGCC) med Siemens/Krupp Uhde PRENFLO entrained-flow-forgasning af kul og pet-coke. Endvidere kan nævnes Vattenfall Buggenum (tidl. Nuon Power, nu lukket) med CO2-fangst på en 20 MW delstrøm fra 250 MW kul/15 % biomasse (energibasis) IGCC-anlæg med Shell entrained-flow forgasser. 4.1.2 Oxy-combustion

Oxy-combustion er forbrænding med ren ilt, hvor en del af røggassen typisk recirkuleres til brænder/fyrrum for at begrænse flammetemperaturen og dermed varmebelastningen af fyrrummet. Ilten fremstilles i større skala med kryogenteknik, dvs. luftseparation (Air Separation Unit, ASU) ved destilla-

DGC-rapport 19

tion ved 70-80 Kelvin. Det har vist sig, at dannelsen af termisk NO er bety-deligt lavere end ved forbrænding med luft, dels pga. fravær af N2 fra luften, dels reburning-effekt af den recirkulerede, CO2-rige røggas. Blandt ulem-perne er håndtering af røggasrecirkulation i forhold til bl.a. brænderdesign og korrosion. Desuden er der betydelige krav til rensning af røggassen for vanddamp, partikler og sure komponenter (NOx, SOx, HCl) samt spormetal-ler, specielt Hg, af hensyn til kondensation og korrosion i bl.a. CPU’ens (CO2 Processing Unit) kompressortrin. CPU’en udgør den største tekniske usikkerhed ved oxy-combustion, da anlægsdesign og drift endnu ikke er fuldt belyst - og samtidig er den på linje med ASU’en - en betydelig om-kostning, såvel CAPEX som OPEX. I forhold til faste brændsler giver naturgas et meget lavt indhold af proble-matiske komponenter i røggassen og dermed bl.a. mindre behov for gas-rensning før CO2-kompression. Oxy-combustion på et NGCC-anlæg er ble-vet demonstreret i TOTALs Lacq-Rousse projekt på et 30 MWth kraftværk i det sydøstlige Frankrig. Projektet er et retrofit udført af Alstom. I perioden 2009 – 2013 blev opsamlet ca. 50.000 ton CO2, som blev transporteret via 27 km rørledning til et geologisk reservoir i 4500 meters dybde. Efterføl-gende er reservoiret blevet overvåget og data indsamlet. TOTAL oplyser at have investeret 60 mio. euro i projektet. http://www.globalccsinstitute.com/publications/carbon-capture-and-storage-lacq-pilot-project-and-injection-period-2006-2013 I øvrigt er der gennemført oxy-combustion-pilotprojekter på suspensionsfy-rede anlæg med kul, blandt andet Callide Oxyfuel-projektet (75 ton CO2/ dag) i Queensland (Australien) og Vattenfalls Schwarze Pumpe, begge 30 MWth. Oxy-fuel-brænderteknologien til Schwarze Pumpe blev designet og leveret af Doosan Power Systems (OxyCoal™ burner technology develop-ment, Sturgeon, 2013). Endvidere CIUDENs 30 MWth kulfyrede cirkuleren-de oxy-fluidbed-testanlæg i León, Spanien, som er designet og leveret af Amec Foster Wheeler. Som eksempel på en relativt umoden, men interessant, teknologi kan næv-nes ”chemical looping combustion” (CLC), hvor ilt (fra luft) overføres

DGC-rapport 20

Illustration af TOTAL Lacq-Rousses naturgas-CCS-projekt.

’indirekte’ til forbrændingen ved hjælp af et pulverformigt materiale (typisk et metaloxid) i cirkulerende fluid-bed. Især mineralet ilmenit (Fe2TiO5/ Fe2TiO3) har vist lovende egenskaber i Alstoms CLC-udviklingsprogram, hvor der bl.a. er etableret et 3 MWth demoanlæg i Windsor, Connecticut (USA). 4.1.3 Post-combustion

Betegnelsen post-combustion dækker over en række forskellige teknologier til efterbehandling af røggas og er principielt den bedst egnede af de 3 fangstkategorier til retrofit. Fysisk absorption er en mulighed i tilfælde, hvor gassen er tryksat (> 2 MPa), som eksempelvis ved fjernelse af CO2 fra naturgas og syngas (acid gas removal). Desorption foregår i en såkaldt flash drum. Metoden har været anvendt i mange år og markedsføres af bl.a. Linde (Rectisol, methanol som solvent) og UOP (Selexol, glycol-baseret solvent). Den mest modne og anvendte teknologi til post-combustion CO2-fangst er kemisk absorption med aminbaseret solvent (aminoalkohol), typisk mono-ethanolamin (MEA). Dertil anvendes hhv. en absorber (såkaldt fyldlegeme-kolonne) ved 40-60 °C og en stripper, hvor absorbenten regenereres ved opvarmning til 120-140 °C, typisk med damp. Energiforbruget til stripning er relativt højt, omkring 4 MJ/kg CO2. Aminskrubning egner sig til retrofit

DGC-rapport 21

på eksisterende anlæg, men indebærer en række ulemper, bl.a. korrosion af anlægsdele, stort skrubbervolumen og nedbrydning af aminen med sure gas-ser og ilt. Erfaringerne viser, at nedbrydningsprodukterne reducerer absorp-tionseffektiviteten og skaber problemer i forhold til emissioner til luft samt bortskaffelse af flydende og faste restprodukter (såkaldt amine reclaimer waste). Der er en række amin-varianter på markedet, og der arbejdes på ud-vikling af 2. generations aminer med lavere energiforbrug, højere effektivi-tet og stabilitet. Desuden anvendes tilsætning af enzymet carbonanhydrase, som øger absorptionshastigheden af CO2 fra røggassen (fx CO2 Solutions). Eksempler på markedsledende leverandører/handelsnavne er Fluor/ Econ-amine FG, Mitsubishi Heavy Industries/KM-CDR, Shell Cansolv/DC101, DOW Chemical UCARSOL, HTC Purenergy. DONG Energy Power har tidligere gennemført pilotskala-tests af amin-skrubning på Esbjergværket i perioden 2006-2010, projekterne ”Castor” og ”Cesar”. Gennem optimering af processen og ikke mindst koblingen til kraftværket kunne energiforbruget reduceres betydeligt, svarende til et tab på ca. 8 %-point af kraftværkets elvirkningsgrad (typisk 45 %). Der er kun gennemført enkelte post-combustion-projekter på gasfyrede an-læg. Særligt for naturgasfyrede anlæg er det relativt lave indhold af CO2 i røggassen, som øger de specifikke omkostning til CO2-fangst ved skrub-ning, samt et relativt højt iltindhold, som fremmer nedbrydningen af amin-forbindelser. Så vidt vides er Fluor Bellingham, Massachusetts, US, (40 MW combined cycle, 330 ton/dag, dog nu lukket pga. gasprisudviklingen) det eneste fuldskala-projekt på et gasturbineanlæg (3 vol-% CO2, 14 vol-% O2). Til sammenligning kan en absorber af samme størrelse fange 1400 ton CO2 ton/dag på et kulfyret anlæg. Den separerede CO2 er meget ren og kan anvendes i bryggeri- og fødevareindustrien. Et aktuelt projekt er Husky Energy og CO2 Solutions ”Pikes Peak South” pilotprojekt på et naturgasfyret anlæg i Saskatchewan (Canada), hvor i øv-rigt HTC Purenergy/Doosan Power Systems også deltager med deres HTC RS-2 solvent. Projektet omfatter desuden HTC’s ”Solvent Reclaimer Sy-stem” (SRS) til fjernelse af urenheder fra solventen, som dermed reducerer forbrug af solvent, energi og vand samt behov for vedligehold. Endelig vil firmaet Inventys gennemføre test af en interessant “VeloxoTherm”-proces i

DGC-rapport 22

2016. VeloxoTherm er en såkaldt temperature-swing adsorption/desorption-proces, udført i en roterende veksler (design kendt fra fx luftforvarmere), hvor adsorbenten findes på et fast bæremateriale (kendt fra fx katalytiske filtre). Regenerering sker med damp. Princippet er velegnet til røggas med lavt CO2-indhold, og Inventys erklærer at kunne nå helt ned på 15 USD/ton CO2. pga. et effektivt og kompakt design. Generelt kan konstateres, at Ca-nada er langt fremme med udvikling og demonstration af CCS.

VeloxoTherm temperature swing adsorption (Inventys).

CO2 Solutions arbejder med et lignende koncept med licens fra GasTran systems (GtS), kaldet rotating packed bed (RPB) i skala 0,5 ton/dag. Firma-et oplyser, at potentialet er en størrelsesreduktion på en faktor 20 i forhold til konventionelt skrubberdesign. Centre for Catalysis and Sustainable Chemistry, Institut for Kemi (DTU), ved professor Rasmus Fehrmann,arbejder bl.a. med supported ionic liquid phase (SILP)-teknologi, der kan være velegnet til koncepter som ovennævn-te. En ionisk væske er et organisk salt med lavt smeltepunkt (< 100 °C) og meget lavt damptryk, som fx tetrahexylammonium prolinate (THAP). Ved forsøg med 40 vægt-% THAP på silica var kapaciteten ca. 1,2 mol CO2/mol THAP ved 9 % CO2 i He. Centeret har flere patenter på SILP-teknologien. I Europa er Test Center Mongstad (TCM), Bergen (Norge), aktuelt den stør-ste forsøgsfacilitet. Anlægget, som ejes af den norske stat (GassNova), Stat-oil, Sasol og Shell, giver mulighed for at teste forskellige leverandørers fangstmetoder på hhv. naturgasfyret CHP og katalytisk krakning. Blandt

DGC-rapport 23

andet er der mulighed for røggasrecirkulering, hvorved test ved forskellige CO2-koncentrationer kan gennemføres. Carbon Clean Solutions (CCSL) planlægger test af det såkaldte APBS-solvent, der angiveligt har potentiale til en halvering af energiforbruget. Blandt tidligere test kan nævnes Shell Cansolv, Aker Solutions ACC og Alstom Chilled Ammonia. Sidstnævnte Alstom Power er ét af de mest aktive foretagender inden for CCS med adskillige referencer inden for såvel oxy-combustion som post-combustion. Ved Chilled Ammonia processen (CAP) anvendes som absor-bent en vandig opløsning af ammoniak/ammoniumkarbonat ved 0-10 °C, hvor der i ligevægt med opløst CO2 dannes ammoniumbikarbonat/ -karbamat. Afhængig af driftsbetingelserne udfældes fast ammoniumsalt. Desorption af CO2 kan ske ved moderat opvarmning (80 °C) og op til 20 bar tryk, da CO2 under de aktuelle betingelser har et højt damptryk i forhold til ammoniak og vand. Dette resulterer i lavere CAPEX og elforbrug set i sammenhæng med den efterfølgende kompression. Processens varmefor-brug er angiveligt 2 – 3 MJ/kg CO2, hvilket er noget lavere end for amin-processer. Endvidere er CAP ikke så følsom over for komponenter i røggas-sen, og NO og SO2 kan samtidigt fjernes. En ulempe er anvendelse og hånd-tering af ammoniak med risiko for udslip. Processen er bl.a. testet på TCM i en skala på 82.000 ton CO2/år og er ifølge Alstom klar til kommerciel drift i fuldskala.

DGC-rapport 24

Overblik over Alstoms referencer inden for CO2-fangst.

Alstom er også aktiv i NORCEM CO2 Capture Project på Norcems cement-fabrik ved Brevik, Norge, som er en fælles demo-platform for europæisk cementindustri med støtte fra Gassnova/Climit og European Cement Re-search Academy (ECRA). Ud over Alstom (FIRCC) deltager RTI Internati-onal (fast polyethylenimin-sorbent på silica), Aker Solutions (ACC aminba-seret) og NTNU/Sintef/Yodfat Engineers (hollow fiber membran-baseret). Alstoms Fully Integrated Regenerative Carbonate Cycle er en såkaldt car-bonate looping-proces (CCL, Ca-looping eller CaL) med 2 koblede fluid-bed-reaktorer. I den første fluid-bed (karbonator) reagerer CO2 med CaO (brændt kalk) ved ca. 650 °C under dannelse af CaCO3. Produktet udskilles i en cyklon og føres til den anden fluid-bed (kalcinator), hvor CaCO3 opvar-mes (brændes) og ved ca. 900 °C dissocierer til CaO og CO2 (endoterm re-aktion, 1.8 MJ/kg CaCO3). Der anvendes ren ilt til forbrændingen i kalcina-toren, hvorved kan opnås en CO2-rig gas med lavt indhold af nitrogen. Det har vist sig, at kalken er tilbøjelig til at sintre, hvilket fører til en reduktion af den reaktive overflade, og desuden optræder en sidereaktion med SO2. I praksis håndteres dette ved løbende at udskifte en passende mængde af kal-ken (purge). Den CO2-rige gas køles og renses for nitrogen, vand m.m. i en

DGC-rapport 25

CPU (CO2 Processing Unit), som beskrevet under oxy-combustion-teknologi. Energiforbruget ved carbonate looping er relativt lavt (5-7 % af energitilførsel), under forudsætning af at energistrømmene kan udnyttes ved integration med den aktuelle proces. Brugen af ren ilt er ikke økonomisk optimal, hvorfor Alstom m.fl. (Tel-Tek, Telemark University, IFE, ETH Zürich) er gået sammen om udvikling af indirekte varmeoverførsel fra kar-bonator til kalcinator. Endvidere arbejdes i det igangværende EU-projekt ”SCARLET” med at udarbejde design, kostestimat og risikoanalyse for op-skalering af teknologien til 20 MWth. ,bl.a. baseret på erfaringer fra et 1,7 MWth anlæg ved La Pereda, Spanien (EU-projekt “CAOling”). Potentielt er omkostningen ved CaL relativt lav, omkring 20 euro/ton CO2 (http://www.project-scarlet.eu/). Endelig skal nævnes Air Liquides igangværende optimering af ”CryoCap”-teknologi på en metan-reformer til brintproduktion i Normandiet, Frankrig. Anlægget, der har en kapacitet på 0,1 mio. ton CO2/år til en pris på 39 mio. euro, er det første af sin art på verdensplan. Kryoteknik er typisk relevant ved CO2-indhold over 70 vol-%, hvor Air Liquide opgiver en typisk om-kostning på 30-40 USD/ton CO2.

Udvikling i antallet af CO2-fangstpatenter til illustration af interessen for området (Li, B., Patent Review, Applied Energy 102, 2013).

DGC-rapport 26

4.2 Transport af CO2

Transport af CO2 vil primært skulle foregå med skib eller rørledning, af-hængig af kapacitet og afstand. Omkostningen hertil er estimeret i forskelli-ge studier, jf. de følgende figurer. Manglen på infrastruktur (rørledninger m.m.) er dog en væsentlig barriere for investeringer i CCS-anlæg. Rapporten “Nordic Energy Technology Perspectives - Pathways to a Carbon Neutral Energy Future” peger på, at transport med skib er billigere end rør-ledning i 80 % af de undersøgte cases.

Omkostninger ved transport af CO2 i 250 km rørledning, USD/ton (øvre og nedre grænse), IPCC 2005 (SBC Energy Institute).

Omkostninger ved transport af CO2 med skib (Bloomberg New Energy Fi-nance, 2009, IPCC).

DGC-rapport 27

Sammenligning af transportomkostninger ved hhv. rørledning og skib (Hau-gen, Tel-Tek, Norcem CO2 Capture 2015).

Specifikt elforbrug til hhv. komprimering af CO2 til rørledning eller skib (case 1) og flydende CO2 ved -50 °C (case 2) (Haugen, Tel-Tek, Norcem CO2 Capture, 2015).

En aktuel problemstilling i denne forbindelse er, at ETS-direktivet ikke til-lader transport af CO2 med skib – kun rørledning. Der skal derfor udarbej-des en Measurement Reporting Guideline (MRG) for skibstransport, som tillader transnational trafik med CO2 fra eksempelvis Sverige og Norge til offshorelagring i Danmark og Norge.

DGC-rapport 28

4.3 Lagring af CO2

Danmark har mere end 100 onshore og offshore geologiske strukturer, som kan være egnede til CO2-lagring. 10 af disse er undersøgt i EU-projektet “GeoCapacity” med en samlet kapacitet på omkring 16 Gton, heraf er ca. 2,2 Gton i oliefelter (GEUS, The Nordic CO2 Storage Atlas, Nordic CCS). Det vurderes at være muligt at konvertere dele af den eksisterende infra-struktur i Nordsøen til transport og injektion af CO2. Der vurderes også at være stort potentiale for lagring af CO2 på Island, hvor der på forsøgsbasis siden 2012 er injiceret CO2 fra én af 6 dampturbiner (i alt 300 MWe) ved Reykjavik Energy. Den separerede geotermiske gas, som indeholder ca. 40-50 % CO2, 35 % H2S og resten primært H2, genopløses i geotermisk vand ved 7-8 bar og injiceres i en dybde på 1000-1400 m i den basaltiske (vulkanske) undergrund. Forsøgene gennemføres som led i pro-jekterne ”SulFix” og ”CarbFix.

Kort over mulige offshore geologiske strukturer til CO2-lagring i Danmark (The Nordic CO2 Storage Atlas, GEUS).

DGC-rapport 29

4.4 Anvendelse af CO2

CO2-fangst med anvendelse, benævnt CCU, ville naturligvis være at fore-trække frem for lagring. Som tidligere omtalt kan injektion af CO2 øge ud-vindingsgraden fra oliefelter, hvilket er økonomisk rentabelt i visse regio-ner. Samtidig er det den hidtil eneste anvendelse med stor kapacitet. CO2 anvendes også industrielt til fremstilling af urea. Øvrige anvendelser er bl.a. i bryggerier og gartnerier samt til spildevandsbehandling. Der bliver forsket i en række andre muligheder, som dog typisk har begræn-set potentiel kapacitet. Eksempelvis kan CO2 anvendes som energibærer af elektrolytisk brint i form af metanol og metan. Det er også blevet foreslået at fremstille byggematerialer ved karbonatisering af Ca- og Mg-silikater samt til visse polymerer. Skemaet næste side giver et overblik over scenarier og størrelsesordener for CCU i 2025.

DGC-rapport 30

CCU Employment Scenarios (Element Energy Ltd, 2014).

DGC-rapport 31

5 CCS på gasanlæg Naturgas er meget velegnet til CCS. Grundet et højt mol-indhold af brint i forhold til kulstof er CO2-belastningen fra naturgas omkring 40 % lavere end fra kul og olie på energibasis. Dermed spares omkostninger til fangst, transport og lagring. Naturgassen udmærker sig også ved at være fri for askestoffer og andre problematiske komponenter, som ellers må fjernes før kompression og transport. CO2-fangstteknologi har været anvendt i mange år i gassektoren til behand-ling af naturgas for at imødekomme givne kvalitetskrav. Eksempelvis har man i Val Verde, Texas, siden 1972 transporteret den separerede CO2 via rørledning til oliefelter i området med henblik på at øge udvindingsgraden (EOR). Verdens første storskala-CCS-projekt med geologisk lagring (salt-horst) blev initieret af Statoil i 1996 på Sleipner-feltet i den norske del af Nordsøen. Rågassen indeholder 4 – 9 % CO2 og der lagres omkring 0,85 mio. ton CO2/år. Desuden kan nævnes Snøvit LNG projektet i den norske del af Barentshavet, hvor rågassen transporteres via rørledning til land og den separerede CO2 tilbage til feltet, hvorefter den injiceres til et geologisk lager. Kapaciteten er omkring 0,7 mio. ton CO2/år. 5.1 Teknologi

Det umiddelbart sikre valg af gas-CCS-fangstteknologi er et konventionelt NGCC-anlæg med post-combustion (aminskrubning). Aminskrubning er velkendt i gassektoren og desuden velegnet til retrofit, som foreslået i Peter-head CCS-projektet (385 MW NGCC, Skotland). En mere avanceret (inte-greret) teknologi er foreslået til Don Valley-projektet, et 900 MW gasanlæg med tryksat CO2-fangst med varm kaliumkarbonat/diethanolamin (kendt som UOP Benfield-processen). Oxy-combustion-NGCC er tidligere demonstreret i TOTAL Lacq-Rousse CCS-projektet (30 MWth). Rapporten ”Carbon Capture and Storage, The Lacq pilot - Project and injection period 2006 – 2013” giver en udmærket orientering om projektet, herunder teknologi, CO2-lagring m.m. En videre-udvikling af oxy-combustion konceptet med CO2-turbineteknologi vil blive demonstreret i La Porte, Texas, i løbet af 2017, den såkaldt superkritiske CO2 (sCO2) Allam-kredsproces. Projektet gennemføres af rettighedshaverne

DGC-rapport 32

NET Power og 8 Rivers Capital, mens hjertet i processen, en særlig CO2-turbine (tryk 200-400 bar, 50 MWt), udvikles og leveres af Toshiba. Super-kritisk CO2 (temperatur og tryk over 304 K og 73 atm) er velegnet til kreds-processer qua høj densitet og kun én fase (i modsætning til damp), hvilket gør anlægget simplere og mere kompakt end tilsvarende NGCC + CCS. Anlægs- og driftsomkostninger samt nettovirkningsgrad forventes på niveau med NGCC, hhv. 60–70 US USD/MWh og 59 %. Der er allerede gennem-ført et konceptstudie (pre-FEED) for et anlæg på 295 MWe til opførsel i 2019.

Superkritisk CO2 Allam-kredsproces (NET Power - Truly Clean, Cheaper Energy, California Energy Commission CO2 Capture Technology Workshop 2015).

Illustration af størrelsesforskellen på et kraftværk med oxy-combustion/ CO2-turbine og konkurrerende CCS-koncepter (NET Power).

DGC-rapport 33

5.2 Omkostninger

Fraværet af referenceanlæg gør omkostningen til CCS på gasanlæg vanske-lig at vurdere. I litteraturen ses flere analyser af omkostningerne per ton CO2 lagret, bl.a. ”Comparison of costs for natural gas power generation with CO2 capture” af Mathieu og Bolland (NTNU, 2013). Disse analyser er dog be-hæftet med stor usikkerhed, da mange faktorer spiller ind, ikke mindst er den samlede omkostning meget følsom over for den fremtidige udvikling i naturgasprisen. IEA (2012) har estimeret, at elproduktionsprisen vil stige fra 5 euro-cent/kWh til 7-8 eurocent/kWh med gas-CCS, baseret på en konstant frem-tidig naturgaspris på 6 euro/GJLHV (ca. 1,6 DKK/Nm3). Omkostningerne vil antageligt falde noget, i takt med at teknologien vinder større udbredelse, men dette scenarie forudsætter en CO2-kvotepris over niveauet 60 euro/ton. DOE/NETL (2015) når frem til en lignende tærskelværdi for gas-CCS ved fortsat lave naturgaspriser omkring 3 USD/MMBtu (0,75 DKK/Nm3).

Estimeret elproduktionspris (lifetime cost) ved forskellige gas-CCS-teknologier sammenlignet med CCGT uden CCS (CO2 Capture at Gas Fired Power Plants, IEA GHG, 2012). Naturgasprisen antages konstant 6 eu-ro/GJLHV.

DGC-rapport 34

Omkostningseffektivitet (COE) for kul og naturgas med/uden CCS som funk-tion af prisen på hhv. CO2-kvoter og naturgas (Cost and Performance Base-line for Fossil Energy Plants: Bituminous Coal (PC) and Natural Gas to Electricity, DOE/NETL, 2015). 1 USD/MMBtu svarer til ca. 0,25 DKK/Nm3. 5.3 Driftsfleksibilitet

Gasfyrede CCS-anlæg har som udgangspunkt relativt høj virkningsgrad ved dellast og god driftsfleksibilitet, som kan realiseres ved fx ved midlertidig reduktion af CO2-fangst, lagring af CO2-rig solvent (ved aminskrubning) til senere regenerering, lagring af flydende ilt ved luftseparation (fx Air Li-quides ”Alive”-concept) samt flydende CO2 ved CO2-kompression.

Virkningsgrad ved dellast for forskellige CCS-teknologier (IEA GHG, 2012).

DGC-rapport 35

6 Videncentre https://sequestration.mit.edu/tools/projects/don_valley.html http://www.ccsassociation.org/news-and-events/reports-and-publications/ http://www.zeroemissionsplatform.eu/ http://newclimateeconomy.net/ http://ec.europa.eu/clima/policies/lowcarbon/ccs/index_en.htm https://www.globalccsinstitute.com/ http://www.carboncapturejournal.com/allnews.aspx http://ieaghg.org/ http://www.tcmda.com/no/ http://www3.epa.gov/climatechange/ http://www.zeroco2.no/projects http://www.earth.columbia.edu/sections/view/9 http://www.wbcsd.org/home.aspx http://www.ipcc.ch/ http://www.slb.com/ http://www.co2crc.com.au/ http://www.co2captureproject.org/ http://bellona.org/ www.newclimateeconomy.net www.ccsnetwork.eu www.gassnova.no/en www.carbonbrief.org http://www.co2mustang.eu/Default.aspx http://www.sintef.no/Projectweb/NORDICCS/ http://www.worldenergyoutlook.org/

DGC-rapport 36

http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp.html https://sequestration.mit.edu/index.html http://www.carboncapturejournal.com/ http://www.cslforum.org/ http://www.unep.org/publications/ Anbefalet litteratur “CO2 Capture at Gas Fired Power Plants” IEA GHG (2012) P. Folger “Carbon Capture: A Technology Assessment“ CRS Report for Congress (2013) “Introduction to Industrial Carbon Capture and Storage” Global CCS Institute (2016) “Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants Volume 1a: Bituminous Coal (PC) and Natural Gas to Electricity, Revision 3” DOE/NETL-2015/1723 (2015) https://netpower.com/technology/