Warum es Zeit zum Fasten ist

Die Technologie zur Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (CCUS) ist nicht neu und wurde vielfach verunglimpft und übersehen. Doch Daniel Hofmann von Siemens Energy sagt, dass sich das ändert. Er erklärt, warum, und plädiert auch dafür, dass CCUS eine unverzichtbare „No-Regrets“-Technologie ist, um die Klimaschutzziele zu erreichen und Kraftwerke zukunftssicher zu machen.

Teesside war einst die Heimat der ersten dampfbetriebenen öffentlichen Eisenbahn der Welt und das industrielle Herzland Großbritanniens mit einer Eisen-, Stahl- und Chemieproduktion, die bis ins frühe 19. Jahrhundert zurückreicht.

Zweihundert Jahre nach ihrer industriellen Geburt wird diese Region im Nordosten Englands bald an der Spitze der grünen industriellen Revolution stehen.

Es wird der Standort eines neuen bahnbrechenden Projekts sein, das als Leuchtturm für moderne Kraftwerke mit Kohlenstoffabscheidung gelten kann.

Net Zero Teesside Power (NZT Power) ist das erste Gaskraftwerk seiner Art im kommerziellen Maßstab, das aus einem 860-MW-Kombikraftwerk mit einer H-Klasse-Gasturbine und integrierter Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -nutzung besteht Speicher (CCUS).

Die Anlage wird Teil des East Coast Clusters sein, einer Ansammlung von Industrie-, Energie- und Wasserstoffunternehmen in Teesside und Humber, die ebenfalls darauf abzielen, ihren Betrieb mit CCUS zu dekarbonisieren.

Das Projekt erhielt im März 2023 von der britischen Regierung grünes Licht und eine endgültige Investitionsentscheidung wird für 2024 erwartet.

Dieser Artikel ist Teil der Reihe „Future Energy Perspectives“, in der Experten von Siemens Energy ihre Erkenntnisse darüber teilen, wie wir uns in Richtung eines dekarbonisierten Energiesystems bewegen können.

CCUS bezeichnet eine Reihe von Technologien, mit denen das CO2 aus großen Punktquellen abgeschieden werden kann. Vereinfacht ausgedrückt handelt es sich um einen dreistufigen Prozess: Kohlendioxid wird durch die Stromerzeugung erzeugt oder durch industrielle Aktivitäten abgeschieden; Wenn es nicht vor Ort verwendet wird, erfolgt der Transport über ein Rohrnetz oder über Land. und schließlich wird es tief unter der Erde gelagert.

Was es nicht ist, ist neu.

Einige Anlagen betreiben CCUS bereits seit den 1970er und 1980er Jahren und heute werden mit der Technologie jährlich weltweit 45 Mio. Tonnen CO2 abgeschieden.

Dennoch bleibt der Einsatz von CCUS, wie die Internationale Energieagentur feststellt, weit hinter dem zurück, was im Netto-Null-Szenario erforderlich ist. Selbst wenn man alle Projekte in der Pipeline berücksichtigt, befinden sich rund 300 in unterschiedlichen Entwicklungsstadien. Dies erhöht die Relevanz von NZT Power. Die Anlage ist auf eine schnelle Inbetriebnahme ausgelegt und wird genug Strom produzieren, um 1,3 Millionen Haushalte mit Strom zu versorgen.

95 Prozent aller entstehenden Emissionen – rund zwei Millionen Tonnen CO2 pro Jahr – werden aufgefangen, getrocknet und komprimiert.

Die von der Northern Endurance Partnership bereitgestellte gemeinsame Infrastruktur wird dann das abgeschiedene CO2 von NZT und anderen Dekarbonisierungsprojekten innerhalb des East Coast Clusters transportieren, um einen geologischen Speicher 145 km vor der Küste der Nordsee zu sichern.

Das Projekt wird dazu beitragen, das Engagement der britischen Regierung zu unterstützen, ihr Energiesystem bis 2035 vollständig zu dekarbonisieren, und Arbeitsplätze sowie einen jährlichen Bruttogewinn von bis zu 450 Millionen Pfund (557 Millionen US-Dollar) für die Region schaffen. Die Fertigstellung wird für etwa 2027 erwartet.

Man kann sich durchaus fragen: Warum wird CCUS benötigt, wenn erneuerbare Energien schnell und in großem Umfang eingesetzt werden?

Die Antwort ist einfach. Rund 80 % des weltweiten Energieverbrauchs basieren derzeit auf fossilen Brennstoffen und regelbarem Strom. Da die Nachfrage voraussichtlich um fast 50 % steigen wird, ist es nicht praktikabel, sofort das gesamte Gas durch erneuerbare Energien zu ersetzen. Neben CCUS besteht eine weitere Methode zur Dekarbonisierung der konventionellen Stromerzeugung in der Nutzung von erneuerbarem Wasserstoff und anderen grünen Kraftstoffen (z. B. E-Ammoniak und E-Methanol).

Es wird jedoch davon ausgegangen, dass für den Stromsektor für einige Zeit keines davon erschwinglich sein wird, wobei der Großteil der kommerziellen Versorgung wahrscheinlich zunächst von anderen Sektoren absorbiert werden wird.

Darüber hinaus kann zuschaltbare, kohlenstoffarme Energie, wie z. B. gasbetriebener Strom mit CCUS, eine Zunahme intermittierender erneuerbarer Energien unterstützen.

Es sorgt für Flexibilität und Notstromerzeugung im Energiemix – entscheidend für Zeiten, in denen der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint.

In Anbetracht dessen ist klar, dass CCUS ein wesentlicher Bestandteil der Dekarbonisierungsgleichung ist, bis die Welt ein neues Niveau der Energieeffizienz erreicht und vollständig auf ein erneuerbares Energie- und Speichersystem umstellt.

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Die ausgereifteste Technologie zur Kohlenstoffabscheidung ist die Absorption auf Aminbasis. Es kann bis zu 95 % der Kohlenstoffemissionen einfangen und gilt in Europa und den USA als wirtschaftlich einsetzbar.

Es funktioniert, indem Rauchgas – das Gasgemisch, das bei der Verbrennung von Brennstoffen in Kraftwerken entsteht – in eine Absorptionskolonne geleitet wird.

Dabei entfernt ein aminbasiertes Lösungsmittel das CO2. Das CO2-reiche Lösungsmittel wird dann einem Regenerator mit einer Temperatur von 120 Grad Celsius zugeführt, um den Prozess umzukehren. Dabei entstehen reines CO2 und regeneriertes Lösungsmittel. Ersteres wird zur Verwendung oder Lagerung transportiert und letzteres wird in die Absorptionskolonne zurückgeführt.

Für den Einsatz der Technologie in einem GuD-Kraftwerk sind einige technische Überlegungen zu beachten. Beispielsweise bleibt die Konfiguration gleich, die Dampfturbine muss jedoch teilweise angepasst werden. Nachrüstungen und Brachflächen müssen modernisiert und modernisiert werden, oft mit Einbau einer neuen Dampfturbine. Da im Abscheidungs- und Trennprozess Dampf verwendet wird, müssen Betreiber auch berücksichtigen, woher dieser kommt.

Darüber hinaus entsteht bei dem Prozess Wärme, die entweder innerhalb der Anlage oder über Wärmepumpen zur Beheizung der angrenzenden Infrastruktur genutzt werden kann.

Schließlich wird ein Steuerungssystem benötigt, möglicherweise eines, das das Stromversorgungssystem und CCUS für die Zusammenarbeit integriert.

Auf der Lagerseite ist der Standort ein entscheidender Faktor. Alle Öl- und Gasexportländer haben das Potenzial, stillgelegte Ölfeldbohrungen zu nutzen; In den USA wird seit Jahren Kohlenstoff für eine verbesserte Ölförderung genutzt, was etwa 5 % der Ölproduktion des Landes ausmacht.

Es besteht auch die Möglichkeit der Speicherung in salzhaltigen Grundwasserleitern, wie dies seit Ende der 1990er Jahre beim Projekt zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung im Sleipner-Gasfeld erfolgreich durchgeführt wurde.

Am Standort werden jährlich rund eine Million Tonnen abgeschiedenes CO2 im Utsira-Sandstein gespeichert, einer salzhaltigen Grundwasserleiterformation aus ausgedehntem und hochporösem Sandstein, der mit Salzwasser gefüllt ist.

Es ist möglich, dass in Zukunft fortschrittlichere CCUS-Technologien verfügbar sein werden; Ingenieure entwickeln häufig neue Chemikalien und Ansätze für die Erfassung. Dazu können eine verbesserte Gasrezirkulation zur Verbesserung der Effizienz der Abscheideanlage und verbesserte Reaktoren mit einem besseren Austausch der Waschmedien und des Rauchgases gehören.

Bei der Umsetzung von CCUS-Projekten ist eines klar: Die Einführung dieser Lösungen erfordert das Fachwissen und die Zusammenarbeit verschiedener Unternehmen.

Tatsächlich verfolgt der Großteil der Branche bereits einen Partnerschaftsansatz, darunter auch der East Coast Cluster.

BP, der Betreiber von NZT Power und der Northern Endurance Partnership, arbeitet mit Siemens Energy, dem Anbieter von Kohlenstoffabscheidung Aker Solutions/Aker Carbon Capture und dem Projektdesign- und Bauunternehmen Doosan Babcock zusammen, um eines von zwei wettbewerbsfähigen umfassenden Front-End-Engineering-Leistungen zu liefern Designpakete, die voraussichtlich in den kommenden Monaten abgeschlossen werden. Das ausgewählte Konsortium wird am Bau des Projekts arbeiten.

Siemens Energy bietet keine CO2-Abscheidungstechnologie an; Es kann jedoch das Kraftwerk bauen, mit denjenigen zusammenarbeiten, die die Abscheidungsanlage bauen, und die beiden Technologien miteinander integrieren. Es bietet auch Komprimierungstechnologien, die für einige Erfassungsmodelle sowie für Transport und Sequestrierung benötigt werden.

Der Partnerschaftsansatz kann sich auch bei der Problemlösung als nützlich erweisen, einem unvermeidlichen Teil des Prozesses, wenn die Technologie in der realen Welt eingeführt wird.

Heutzutage ist die Frage, wie CCUS wirtschaftlich eingesetzt werden kann, eine wichtigere Frage als die Gültigkeit der Technologie.

Die Regierungen beginnen zögerlich, ihr Gewicht in den Prozess zu investieren.

Großbritannien verfolgt einen führenden Ansatz. Die Northern Endurance Partnership schafft die Transport- und Speicherinfrastruktur, was bedeutet, dass nicht jedes Projekt zur CO2-Abscheidung – ob groß oder klein – in dieser Phase investieren muss, um die Wirtschaftlichkeit dieser Projekte zu verbessern.

Darüber hinaus soll die maßgeschneiderte Dispatchable Power-Vereinbarung für das Kraftwerk CCUS durch die Bereitstellung einer „Verfügbarkeitszahlung“ Anreize für die Verfügbarkeit CO2-armer, nicht wetterabhängiger Dispatchable-Stromerzeugungskapazitäten schaffen.

Dies kann auch dazu beitragen, Projekte zu beschleunigen, indem es Umsatzsicherheit bietet.

Angesichts der klaren Vorteile setzen auch andere Regionen auf den Cluster-Ansatz.

In Deutschland, wo Klimaziele CCUS wieder auf den Tisch gebracht haben, entwickelt die Regierung eine Carbon-Management-Strategie für die CO2-Speicherung und -Nutzung. Um Skaleneffekte zu erzielen, strebt das Unternehmen auch nach dem Industriecluster-Ansatz.

Norwegen nimmt auch die Schwerindustrie ins Visier und strebt die Entwicklung einer Open-Access-Infrastruktur mit der Kapazität zur Speicherung erheblicher CO2-Mengen aus dem gesamten Kontinent an.

Natürlich gibt es immer noch Unsicherheit und Herausforderungen, die es zu bewältigen gilt; Es wird wahrscheinlich notwendig sein, Kohlenstoff über Grenzen zu transportieren, insbesondere in Europa, was Probleme bereiten kann.

Darüber hinaus sind einige Länder, wie beispielsweise Deutschland, historisch gesehen gegen die heimische Kohlenstoffspeicherung.

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Es gibt jedoch eine Gewissheit. Die Branche braucht Stabilität, um zu gedeihen. Projekte mit langen Vorlaufzeiten, die mehrere Hundert Millionen kosten, werden den sich ändernden Gesetzen und Rahmenbedingungen nicht gewachsen sein.

Viele Projekte sind bereits gescheitert, einfach weil sich plötzlich etwas verändert hat. Stabilität ist das, was die Branche sehnt, aber leider noch nicht Realität ist; Veränderungen vollziehen sich schneller als in den letzten Jahrzehnten.

Vielleicht ist das in mancher Hinsicht gut, wenn man bedenkt, in welche Richtung sie gehen – in Richtung einer schnelleren Dekarbonisierung. Dennoch dürften in diesem Umfeld die First Mover nervös sein.

Es gibt jedoch Anzeichen dafür, dass das Schiff zur Stabilisierung bereit ist.

Obwohl es gelegentlich zu erheblichen Änderungen kommen kann, zeigen die Prognosen für den Preis des europäischen Emissionshandelssystems einen Aufwärtstrend. Man könnte argumentieren, dass sie bereits dort sind, wo sie sein müssen, um Investitionen in CCUS-Technologien zu rechtfertigen.

Der öffentliche und politische Druck zur Dekarbonisierung dürfte mit Maßnahmen wie dem neuen CO2-Grenzausgleichsmechanismus zunehmen, der einen Preis für Kohlenstoff für einige in die EU eingeführte Güter festlegt und mit dem Auslaufen kostenloser Zertifikate im Rahmen des Emissionshandels zeitlich abgestimmt ist Planen.

Derzeit werden 94 % der Industrieemissionen durch kostenlose Zertifikate abgedeckt, was das CO2-Preissignal gedämpft und den Anreiz verringert hat, in Technologien wie CCUS zu investieren.

Darüber hinaus werden staatliche Mittel für CCUS-Projekte verfügbar: In den USA beträgt die Steuergutschrift fast das Doppelte für CO2, das aus Kraftwerken und Industrieanlagen abgeschieden wird; Im Vereinigten Königreich sind staatliche Mittel in Höhe von 20 Milliarden Pfund (24,8 Milliarden US-Dollar) vorgesehen.

Diese Richtlinien und Initiativen können dazu beitragen, das Risiko von Projekten zu verringern und zu erheblichen Kostensenkungen beizutragen.

Darüber hinaus kann die Branche weiterhin aus den realisierten Projekten lernen und so Risiken und Gesamtkosten für die nächsten in der Pipeline befindlichen Projekte senken.

Es ist wahrscheinlich, dass in den kommenden Jahren sowohl große als auch kleine CCUS-Projekte online gehen werden.

Wenn die Branche Zeit hatte, eine Bestandsaufnahme zu machen, werden mehr Investitionen und mehr Projekte kommen und die Kosten werden sinken – bei verstärktem Einsatz ist eine Reduzierung um schätzungsweise 25 % möglich.

Es ist wichtig, dass diese Projekte verwirklicht werden. Ende März gab der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen der Vereinten Nationen seine bisher schärfste Warnung heraus; Handeln Sie jetzt, sonst ist es zu spät, um das globale Ziel einer Begrenzung der Erwärmung auf 1,5 Grad (über dem vorindustriellen Niveau) zu erreichen.

Die Botschaft ist klar. Der aktuelle Projektverlauf, auf dem wir uns befinden, wird nicht ausreichen. Die Branche muss heute handeln, um CCUS in großem Maßstab Wirklichkeit werden zu lassen. Das Pariser Klimaziel – und tatsächlich unsere Zukunft – hängen davon ab.

• CO2-Abscheidung, -Nutzung und -Speicherung (CCUS) kann bis zu 90-95 % der CO2-Emissionen von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerken einfangen und ist in Europa und den USA wirtschaftlich einsetzbar 80 % des weltweiten Energieverbrauchs decken 80 % ab, und erneuerbare Energien können sie nicht sofort ersetzen ein erneuerbares Energie- und Speichersystem.• Das Net Zero Teesside Power-Projekt im Vereinigten Königreich ist auf dem besten Weg, das weltweit erste kommerzielle Gaskraftwerk mit Kohlenstoffabscheidung zu werden. Die CO2-Emissionen werden tief unter der Erde 145 km vor der Küste der Nordsee gespeichert.

ÜBER DEN AUTOR

Daniel Hofmann ist Direktor für Forschung und Entwicklung sowie Portfolio- und Produktlinienmanagement bei Siemens Energy. Er deckt die Anlagenintegration im gesamten Spektrum der konventionellen Energieerzeugung ab. In seinen 28 Jahren in der Branche war er in den meisten Bereichen der Stromerzeugung, Öl und Gas sowie Dekarbonisierung tätig. Er lehrt an der Universität Erlangen-Nürnberg.