_________________________________ STACCATO _________________________________ Nieuwsbrief voor de elektriciteitsbedrijven in Nederland over CO2-verwijdering, -transport en -opslag Nummer 4, september 2006
Inhoud ___ GHGT-8 Conferentie ___ Agenda Seminars/conferenties ___
1
_________________________________________________________________________ De GHGT-8 Conferentie Eens in de twee jaar organiseert de IEA GHG samen met een aantal andere instituten de “International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies” (GHGT). Van 19-22 juni 2006 is de GHGT-8 gehouden in Trondheim, Noorwegen. Tijdens deze 4 dagen zijn 230 papers gepresenteerd en waren er ongeveer 250 posters te zien. Het aantal deelnemers is fors toegenomen van ca. 650 in Vancouver in 2004 naar ca. 1000 deelnemers dit jaar. Nederland was met meer dan 60 deelnemers (o.a. vanwege CATO) relatief sterk vertegenwoordigd.
Figuur 1
Verdeling aantal deelnemers per land
De conferentie die vrijwel uitsluitend was gewijd aan CO2 verwijdering, -transport en -opslag (CCS, CO2 Capture, transport and Storage) bevatte drie hoofdonderdelen, tevens de indeling van dit verslag: 1 plenaire sessies 2 panel discussies 3 conferentie, presentatie van papers
1
Plenaire sessies
Tijdens de “opening sessies” deelden meerdere sprekers de mening dat CCS de afgelopen jaren een duidelijke plaats heeft gekregen op nationale beleids agenda’s en ook op de wereld beleids agenda. Odd Olger Enoksen (Minister of oil and energy, Noorwegen) gaf aan 2
dat Noorwegen veel ambities heeft op gebied van CCS en men zo snel mogelijk CCS bij een gasgestookte centrale wil realiseren. De toenemende aandacht voor CCS blijkt ook uit het aantal plannen voor CCS dat wereldwijd sterk toeneemt. Geplande projecten die op korte termijn gerealiseerd zullen worden zijn: •
Snøvit, Noorwegen (operationeel in 2007)
•
Miller-Peterhead, Schotland (2009); BP wil bij de H2-productie uit aardgas CO2verwijderen voor EOR in het Miller platform op de Noordzee. Er wordt uitsluitend gebruik gemaakt van bewezen technologie; geen onderzoek, wél demo project; 475 MWe.
•
Gorgon, Australië 2008-2010);
•
Carson DF2, Californie (2009); H2 power project van BP; 500 MWe
• Draugen, Noorwegen (2010). Samen met de bestaande commerciële projecten (Sleipner, Weyburn, In Salah) levert dit volgens Kelly Thambimuthu (Chairman IEA GHG R&D Programme) een CO2-reductie van 12,5 Mton/jaar op. Dit komt overeen met de emissies van ca. 4 moderne kolen centrales. Als reden voor het van de grond komen dat deze “early opportunity” CCS projecten noemt hij dat in bovenstaande gevallen: •
CCS is geïntegreerd in een commerciële activiteit
•
Er goede mogelijkheden zijn voor CO2-opslag
•
Capture kosten lager zijn dan bij een elektriciteitscentrale
CO2-verwijdering is bij aardgaswinning vaak sowieso nodig om aan de specificaties voor te leveren aardgas te kunnen voldoen o Evenals zuivering van syn-gas bij N2 productie Internationale plannen zouden moeten focussen op elektriciteitsproductie als grootste bron van emissies (groene balken in figuur 2), waarbij Thambimuthu kolen als belangrijkste brandstof voor de toekomst ziet en aquifers als belangrijkste mogelijkheid voor de CO2opslag. Er zijn veel plannen voor kolen centrales met CCS zoals die van: o
•
Stanwell, Australië
•
Sask Power, Canada
•
Hydrogen.Dynamics, EU
•
FutureGen, VS
•
RWE, Duitsland (IGGC) en UK (oxyfuel)
•
E-on , UK
3
Figuur 2
Ontwikkeling CO2-emissies van diverse sectoren
Er zijn nog vele belemmeringen die grootschalige implementatie van CCS in de weg staan: •
De kosten moeten verder omlaag
•
De infrastructuur voor de koppeling van CO2-bronnen en –opslag moet nog worden opgezet.
•
Economische instrumenten zijn nodig o.a. om een zekere CO2-prijs te garanderen. Ook op de wat langere termijn, zodat er meer zekerheid komt voor investeerders.
•
De wetgeving is nog niet aangepast en de publieke bewustwording is nog steeds bijzonder klein.
De visie van de EU t.a.v. CCS, verwoord door Pablo Fernandez Ruis (Dir. Energy Research EC), is duidelijk positief. In het FP-7 zijn “clean coal” en “CCS” twee van de acht priority topics. Ook hij erkent dat er nog vele belemmeringen zijn, maar er wordt op alle fronten hard aan gewerkt. Alle technische aspecten krijgen aandacht via EU-projecten. Hij vindt dat “dispersed efforts” zoveel mogelijk voorkomen moeten worden. Er moet dus meer samenwerking/afstemming komen. Dit is een belangrijke taak voor het Zero Emission Platform (ZEP) en de Fossil Fuel Energy Coalition (FENCO). Om tot een sterk gecoordineerde aanpak ook buiten de EU te komen, neemt de EU actief deel in IEA, CERT, WPFFF en is het betrokken bij bilaterale afspraken met o.a. VS en China. Tijdens de “keynote sessions” benadrukte Barbara McKee (DOE=USA) de blijvende grote afhankelijkheid van fossiele brandstoffen en de enorme investeringen die de komende decennia nodig zijn; in de VS tot 2030 16,5 trillion $ (zie figuur 3). Het “ZET Initiative” is opgericht met als missie het ontwikkelen en realiseren van Zero Emission Technologies
4
(ZET’s) voor fossiel door internationale samenwerking. McKee verwacht dat ZET’s binnen 10-20 jaar commercieel beschikbaar zijn.
Figuur 3
Benodigde investeringen in energiesector
Bert Metz (NMP en co-chair IPCC Working group III) gaf op hoofdlijnen de conclusies die in het IPCC Special Report staan . Daarin wordt CCS gezien: •
als
een
deel
van
een
portfolio
om
de
CO2-emissies
te
reduceren;
naast
energiebesparing, efficiency verbetering en duurzame energie •
een manier om de kosten van CO2-reductie te verlagen
•
als een mogelijkheid om de flexibiliteit voor het nemen van maatregelen te verhogen
•
als een technologie met goede toepassingsmogelijkheden voor CO2-reductie in ontwikkelingslanden. Uit het IPCC-rapport blijkt dat de technologie voor een deel nu al beschikbaar is (zie figuur 4) en onder speciale condities ook al commercieel haalbaar. De extra kosten voor CCS bij kolen/gas liggen in de range van 0,01-0,05 $/kWh (met EOR is deze 0,00-0,03 $/kWh). De grote spreiding in de kosten heeft te maken met de verschillende uitgangspunten die in de diverse studies zijn gebruikt. In de hele keten van CCS zijn de kosten bij de centrale veruit dominant: •
capture 15-75 $/ton CO2
•
transport 1-8 $/ton CO2
•
opslag 0,5-8 $/ton CO2
Naast vele andere kwesties worden gezondheid, veiligheid en milieurisico’s als belangrijke thema’s gezien. 5
Figuur 4
Status van ontwikkeling van CCS
In de presentatie van Margareth Øvrum (Executive Vice President Statoil) met de titel “CCS Perspectives for Energy Providers” werd voornamelijk aandacht besteed aan het industriële model voor de CO2-keten in Noorwegen. In Noorwegen zijn de ideeën hierover ver ontwikkeld. In de “Plenary lecture I” was Gream Sweeney (CEO Shell, President Shell Hydrogen) erg optimistisch over de reserves aan fossiele brandstoffen. Wanneer de gashydraten (62% van totaal) worden meegerekend, zijn de conventionele olie en gasreserves slechts 1,5 % van het totaal. De kolen reserves zijn daarom met 31% enorm (zie figuur 5). Voor grootschalige toepassing van CCS is het volgens hem nodig dat: •
CCS credits oplevert onder het CDM (Kyoto Clean Develpment Mechanism) en EU-ETS (emissie handels systeem van de EU))
•
Er overheid-private partnerships ontstaan
•
De wijze van monitoring goed gedefinieerd wordt
•
Er een regime komt voor CO2-reductie post 2012.
6
Gas hydrates 62% Coal 31% Oil shale 2.4% Insitu HVO/Bitumen 1.9% Surface Bitumen 0.2% Conventional Oil 0.9% Conventional Gas 0.6% Coa;bed Methane 0.7%
Figuur 5
Fossiele brandstof reserves (Shell)
In de “Plenary lecture II” bracht Julia Lindland (GASSNOVA) naar voren dat CCS in Noorwegen om meerdere redenen noodzakelijk is. Door de verdere industriële expansie zal de energievraag in Noorwegen de komende decennia sterk toenemen. Om aan deze extra energievraag te kunnen voldoen en om de grote afhankelijkheid van hydro (en dus van het weer) te verkleinen, zijn er veel plannen voor de nieuwe centrales. Mede gezien het feit dat de CO2-emissies in Noorwegen nu 24% boven de Kyoto doelstelling liggen, valt daarom volgens Lindland in Noorwegen niet aan CCS te ontkomen. Als stimulerende prikkels voor CCS in Noorwegen noemt ze: •
CO2-tax
•
Norway CO2-markt
•
Internationale afspraken
•
De 50-60% CO2-reductie die naar verwachting rond 2050 nodig zal zijn
•
Het nationale programma KLIMIT
•
Regeringsverklaring 2005 waarin CCS sterk wordt gepromote.
De plenary lecture III was een heldere presentatie van John Gale (IEA GHG R&D Programme) over de huidige status van CCS, gevolgd door een panel discussie. John Gale vindt dat er de laatste jaren veel gebeurt en er vooruitgang is geboekt op verschillende vlakken. Hij noemde onder andere de volgende punten: •
De belemmering dat er geen internationale acceptatie zou komen voor CCS is sterk aan het afnemen. Bijvoorbeeld in het IPCC Special Report wordt CCS genoemd als een geaccepteerde optie voor CO2-reductie.
•
Met betrekking tot off-shore CO2-opslag zijn eerste aanbevelingen gedaan voor aanpassing van de London Convention. Het hele proces zal nog jaren duren, maar dit kan toch al worden gezien als een grote stap voorwaarts.
•
Capture technologie: De relatief hoge kosten voor capture moeten verder omlaag. IEAGHG schat dat 20-40% kostenreductie mogelijk moet zijn.
•
Storage technologie: Er is voldoende capaciteit, vooral in aquifers. Demo’s nodig om aan te totnen dat de opslag ook effectief is. 7
•
Meerdere landen werken aan aanpassing van bestaande wetten om CCS mogelijk te maken (o.a. Nederland, Australië). Belangrijk hierbij zijn vragen als: Wie is er verantwoordelijk voor eventuele lekkage? Zijn er verzekeringen of andere fondsen nodig?
•
Door de hoge olie prijs is er weer beweging in de initiatieven voor CO2-EOR op de Noordzee. Er liggen nu twee commerciële plannen voor EOR; 1 BP DF1 bij het Miller veld 2 Statoil/Shell bij het Draugen veld.
•
In Noorwegen zijn er initiatieven voor een CO2-infrastructuur.
Voordat CCS in de elektriciteitssector op grote schaal van de grond komt moet er volgens John Gale toch nog veel gebeuren. Hij noemt zaken als: •
opschaling van de technologie naar 3-5 Mt/jaar
•
bouwen van een infrastructuur vergelijkbaar met die van aardgas
•
opzetten van een CO2-opslag industrie; de elektriciteitsindustrie wil de geproduceerde CO2 wellicht niet zelf managen (pijpleidingen en geologische activiteiten zijn traditioneel geen zaken voor de elektriciteitssector)
•
stabiliteit brengen in de CO2-prijs; de huidige schommelingen schrikken investeerders af.
2
Panel 1 “Industrial vendor position power plant and CCS technology”
Het panel onder leiding van Bjørn-Erik Haugan (dir. Gassnova) bestond uit: •
Charles Soothill, vice president technology, ALSTOM
•
Frank Hannemann, Dir. IGCC, Siemens Power Generation
•
Terry Raddings, Marketing manager, GE
•
Masaki Lijima, Mitsubishi
Alstom neemt o.a. deel in het European Technology Platform ZEFFPP. Ze werken aan een drietal capture technologieën namelijk: PC postcombustion, PC oxyfuel en IGCC precombustion. Huidige gemiddelde rendement van kolencentrales is 32%. Er zou volgens Siemens al veel gewonnen zijn door vervanging van oude centrales en fuel switching. De focus bij Siemens is op Zero emissie IGCC. Verder wordt gewerkt aan AZEP, CES (5 MW pilot in Kimberlina, CA) en de SOFC brandstofcel met een potentieel rendement van 70%. Volgens Raddings van GE staan we aan het beging van een nieuwe industriële revolutie. Zij voeren testen uit met gasturbines met 85-90% H2. E.e.a. resulteert wel in hogere NOxconcentraties. 8
Mitsubishi is betrokken bij enkele centrales met postcombustion capture (KS-1 sorber) die nu operationeel zijn; in Malaysia (200 ton/dag) en in Japan (330 ton/dag). Er zijn plannen voor een centrale in India voor capture van 450 ton/dag (2007) en verdere opschaling naar 3000 ton/dag op termijn. Enkele belangrijke punten tijdens de discussie: •
Overheid moet meer lange termijn zekerheid bieden (bijv. stabiele CO2-prijs), zorgen dat de wetgeving geregeld is en wellicht met geld over de brug komen voor demo’s.
•
Industrie streeft ernaar om in 2020 zero emissie centrale commercieel beschikbaar te hebben en lobbyt bij overheden om wetgeving etc. tijdig geregeld te hebben.
•
Er wordt nog niet veel geld gestoken in de ontwikkeling van zuurstof gestookte gasturbines; eerst moet er meer duidelijkheid komen of er wel een markt is na 2012.
Panel 2
“CCS status and future challenges”
Het panel onder leiding van Harry Audus (IEA GHG) bestond uit: •
Lars Strömberg, Vattenfall, Zweden
•
Marius Holm, Bellona (Noorse NGO)
•
Sally Benson, LBLN, VS
• Makato Akai, AIST, Japan. Voorafgaand aan de discussie gaf elk panellid en korte visie over een bepaalde uitdaging die er met betrekking tot CCS nog ligt. De uitdaging voor de elektriciteitsindustrie werd verwoord door Strömberg. Het is duidelijk, zo zegt hij, dat in 2030 renewables fossiel nog niet kunnen vervangen en dat daarom de elektriciteitsindustrie met betrekking tot de klimaatproblematiek zijn verantwoordelijkheid moet nemen. In de kostencurve voor CO2-reductie heeft CCS een gunstige plaats (zie figuur 6). Hij schets in vogelvlucht de technologie van de verschillende CCS opties en wijst erop dat veel technieken in principe voorhanden zijn, maar dat met name aan opschaling en volledige integratie nog hard gewerkt moet worden. Vattenfall streeft naar een kostenniveau voor CCS op basis van bruinkool onder de 20 Euro/ton CO2 in 2020. Vanwege de hogere brandstofkosten zullen in 2020 de kosten voor CCS voor kolen, afhankelijk van de gekozen technologie, in de range liggen van 20-30 en voor gas 50-80 Euro/ton CO2. Een commerciële centrale (zonder subsidies) moet in het jaar 2020 beschikbaar zijn.
9
solar biofuel wind savings new efficient coal oil to gas
hydro biofuel
CCS
coal to gas
Figuur 6
Kostenkromme voor CO2-reductie opties (Bron: VattenFall)
Sally Benson sprak vooral over de uitdaging die er ligt om het publiek ervan te overtuigen dat CO2 permanent kan worden opgeslagen. Uit studies blijkt dat door verschillende “trapping” mechanismen in de geologische formaties, de CO2-druk relatief snel afneemt en daardoor na verloop van tijd minder vertrouwd hoeft te worden op de afsluitende deklaag van een CO2-opslag. Om de veiligheid en lange termijn CO2-opslag te kunnen garanderen, worden site selectiecriteria erg belangrijk. Wat betreft de monitoring van een opslag moeten goede detectie niveau’s worden gedefinieerd en afspraken worden gemaakt over de duur van de monitoring (wellicht site afhankelijk). Een voortdurende dialoog met alle stakeholders (misschien ook de landeigenaren, enz.) vindt zij essentieel om breed draagvlak te krijgen voor opslag van CO2. Voor Marius Holm, vertegenwoordiger van de Noorse NGO Bellona en groot voorstander van CCS, is het belangrijk om een “value chain” voor CO2-EOR op te zetten. Producenten van CO2 moeten de afzet ervan gegarandeerd hebben vanwege de investeringen in het capture proces. Oliebedrijven op hun beurt zijn gezien de grote volumina die nodig zijn, afhankelijk van meerdere leveranciers van CO2. Als zij moeten betalen voor de hele keten, van capture, transport netwerk en de investeringen op het platform voor EOR, is dit niet haalbaar wanneer de olieprijzen dalen. Vanwege dit risico zijn ook de oliebedrijven erg terughoudend. Om CO2EOR toch van de grond te krijgen is er voor Noorwegen een systeem ontworpen, waarbij er een belangrijke rol is voor de overheid, als de afnemer van de CO2 van de centrales en de verkoper aan de oliebedrijven. Als de prijs van de CO2 wordt gekoppeld aan de prijs van olie is er geen risico voor de oliebedrijven. Door de belasting op de gewonnen olie is er ook bij lage olieprijzen altijd voordeel voor de overheid. Hij besluit dan ook met de conclusie dat: •
CO2-EOR haalbaar is
•
EOR een vliegende start kan geven aan CCS
•
Overheden de risico’s moeten verminderen voor “early movers”.
10
Voor Makoto Akai is het vooral een uitdaging om CCS geaccepteerd te krijgen in het Clean Development Mechanism (CDM). Het is al besproken in COP13/MOP1, maar de beslissing hierover is uitgesteld naar latere datum. CDM kan een van de opties zijn om CCS een “early opportunity” voor CO2-reductie te maken. Hij denkt dat vanwege de schaal van CCS er misschien zelfs een nieuw Kyoto mechanisme nodig is, afgestemd op CCS. Hij meldt verder dat ook de OPEC er erg op gebrand is om CCS in het CDM te krijgen. Uit het publiek komen vele vragen en opmerkingen. Hieronder enkele onderwerpen die hierboven nog niet of amper aan de orde zijn geweest: •
Er zou te veel aandacht zijn voor de kosten van CCS en te weinig voor punten als efficiëntie, afvalprobleem en beschikbaarheid van de centrale. Strömberg reageert hierop en zegt dat voor de industrie de kosten maatgevend zijn. Dit geldt wellicht niet voor opslag, waar acceptatie en veiligheid een hoofdrol spelen. Holm benadrukt nog dat gezien het feit dat er voldoende reserves zijn aan fossiele brandstoffen en er een serieuze dreiging uitgaat van CO2-emissies, dat de focus moet zijn op CO2-reductie en niet op efficiëntie.
•
De afdichting van de injectie putten van de CO2-opslag is een belangrijke risicofactor. Sealing engineers zullen helpen dit probleem op te lossen (Erik Lindeberg).
•
EU-ETS is een erg belangrijke “incentive” voor CCS. De prijzen moeten echter volgens Holm erg hoog zijn wil CCS rendabel worden. Wanneer CCS een grootschalige ontwikkeling moet worden, is het volgens hem net zo logisch dat overheden de benodigde infrastructuur voor CCS steunen/bouwen als dat ze wegen aanleggen.
•
Er wordt opgemerkt dat er op de conferentie al veel stakeholders bij elkaar zijn, maar er nog steeds enkele ontbreken. Dit zijn de overheden in de vorm van regelgevers, de investeerders en vertegenwoordigers uit China/India. De laatste is van belang omdat al in 2015 de CO2-emissies van bijvoorbeeld China groter zullen zijn dan van de VS.
•
Er is geen enkele presentatie over kernenergie, terwijl dat toch een deel van de oplossing zou kunnen zijn. Dit heeft aldus Strömberg te maken met de politieke situatie in veel landen. De houding is veelal; gebruik wat we hebben, maar bouw geen nieuwe kerncentrales. In de kostenvergelijkingen wordt kernenergie echter wel degelijk meegenomen. Met dezelfde aannames is kosten van kernenergie vergelijkbaar met die van kolen+CCS.
Tot slot krijgt elk panellid de gelegenheid voor enkele korte statements: •
Strömberg; elektriciteitsproductie met CCS kan in 2020 voor 45 Euro/MWh, waarbij de kosten voor emissiereductie 20-25 Euro/ton CO2 bedragen. Vattenfall beschouwt global warming als reëel en wil zijn verantwoordelijkheid nemen
•
Benson; er is een debat nodig over hoe goed is goed genoeg als het gaat om CO2-opslag
•
Holm; nadruk op snelheid van nemen van acties voor CO2-reductie. Niet wachten tot de perfecte oplossing. Eis nu actie van de overheden.
•
Akai; CCS moet worden gezien als een van de oplossingen. 11
3
Presentaties
Tijdens de conferenties zijn in 5 parallelle sessies ca. 230 papers gepresenteerd; te onderscheiden in de volgende hoofdthema’s: 1 CCS algemeen 2 CO2-verwijdering 3 CO2-transport 4 CO2-opslag 5 CCS beleid 6 (publieke) acceptatie van CCS Hierna zullen de meest opvallende zaken/ontwikkelingen per thema kort worden besproken.
3.1 CCS algemeen Uit modelstudies blijkt dat het potentieel voor CO2-reductie met CCS op “no-regret” basis groot is . Niet alleen in de elektriciteitssector, maar ook in de overige industrie en transport. In 2020 is een CO2-reductie te realiseren van 2000 Mton/jr in de geïndustrialiseerde landen en 5000 Mton/jr in de ontwikkelingslanden (Tatsuya Hanaoka). Alleen al het potentieel aan "capture ready sources" (industriële bronnen van pure CO2) voor CCS is op wereldschaal volgens IPCC-report 350 Mton/jr. De huidige prijs voor CO2 (15 Euro/ton) is te laag en het beleid na 2012 is nog onzeker, waardoor investeerders terughoudend zijn. Uit een modelstudie naar keuzes uit kolentechnologie blijkt dat, bij een CO2-prijs van 100 $/ton, in 2030 40% van de centrales wordt uitgerust met CCS op basis van postcombustion met MEA. Nu is het moment om capture ready centrales bouwen voor kostenbesparing in de toekomst. Geen dure componenten kopen, maar meer denken aan site keuze en goedkope voorzieningen zoals ruimte en plant lay-out. De leercurves voor verschillende technologieën zijn nu nog niet bekend, zodat een technologie-keuze nog niet echt gemaakt kan worden. Als je plotseling met een CO2-tax geconfronteerd wordt is het goed een capture ready centrale te hebben (Luca De Lorenzo). Belangrijk is het ook om IGCC plants te bouwen en PC+capture, voor “learning by doing” en de kostenreductie. Nu (voor)investeringen doen om later goedkoper uit te zijn is erg riskant. De netto contante waarde ervan hangt sterk af van wanneer capture aan de centrale wordt toegevoegd en van het rentepercentage. Bovendien moet rekening worden gehouden met een snelle ontwikkeling van de technologie.
12
Verdere systeem integratie en demo’s op schaal zijn hard nodig. Wereldwijd zijn ca. 10 full scale demo’s nodig om ervaring op te doen. Dit moet o.a. het inzicht in de dispatch vergroten en is nodig om publieke acceptatie te verkrijgen (Herzog). Uit LCA studies blijkt dat alleen in de categorie “klimaat” de milieu-impact omlaag gaat, in alle andere categorieën gaat de milieu-impact omhoog. Er is in Zweden een soort LCA ontwikkeld (SEA; Strategic Environmental Assessment) om de milieu-impact van CCS in kaart te brengen. Voor oxyfuel is een SEA uitgevoerd. T.o.v. andere CCS opties heeft oxyfuel wellicht een voordeel omdat het afvangstpercentage voor CO2 hoger is en geen toxische materialen worden gebruikt, zoals wel het geval is in de solvents bij postcombustion. In geval van zero emissie technologie scoort CCS behalve op klimaat ook positief op luchtkwaliteit (Sara Erikson). CCS verlaagt de CO2-reductiekosten. CCS met biomassa verlaagt de kosten verder onder voorwaarde van ontwikkeling van grootschalige biomassa vergassing en duurzame productie van biomassa (Steven Smith).
3.2
CO2-verwijdering
Er is nog steeds geen winnende technologie aan te wijzen. Uit een re-evaluatie, waarbij de meest recente ontwikkelingen zijn meegenomen, blijkt dat postcombustion capture meer kosteneffectief is dan voorheen werd geconcludeerd. Bij veel instituten wereldwijd is onderzoek gaande naar nieuwe solvents voor CO2, waarbij vooral gestreefd wordt naar een lager energieverbruik. Als we de cijfers mogen geloven van John Wheeldon (EPRI) blijkt dat er behoorlijk vooruitgang is geboekt met het reduceren van energieverbruik voor regeneratie (zie tabel 1). MEA en KS-1 is beproefd in CO2-verwijderingsinstallaties met een capaciteit van 300 ton CO2/dag. Gebruik van KS-1 vereist een uitzonderlijk goede SO2-zuivering. De aanbevolen concentratie is 0,2 ppm. Tabel 1
Regeneratie-energie solvents
Solvent Regeneratie energie [MJ/kg] Kosten
MEA
KS-1
Ammoniumcarbonaat (EPRI)
3,87
2,2
1,7
1000 Euro/ton (Abu-Zahra)
Mede doordat het energieverbruik voor regeneratie in de toekomst lager zal zijn, zouden de kosten voor postcombustion capture in de toekomst sterk omlaag kunnen (zie tabel 2). . 13
Tabel 2 Kostenontwikkeling postcombustion capture Euro/ton CO2
COE [ct/kWh]
Extra COE
2006
52 (new) PC-MEA 64 (retrofit)
2010
42
5,6
1,5
2030
22
4,5
0,8
Referentie Varagani Ad Peeters
De kosten van nieuwe technologieën zoals CCS zijn in de toekomst echter niet per definitie lager dan de huidige kosten. In het verleden waren kostenschattingen van bijvoorbeeld SO2verwijderingsinstallaties en SCR aanvankelijk gebaseerd op optimistische berekeningen en de installaties bleken bovendien slecht te werken. Werkelijke kosten bleken factoren hoger. Daarom eerst meerdere centrales bouwen voordat het startpunt van de leercurve voor CO2 capture technologieën bepaald kan worden. Zie rapport “Future costs of power plants with CO2 capture” (Edward S Rubin, Carnegie Mellon University, USA). De ontwikkeling van de grondstofprijzen is nog een bijkomende onzekere factor. De cijfers in het IPCC Special report zijn gebaseerd op kostencalculaties van enkele jaren geleden. Recent zijn vele kostenposten gestegen (staal, boren van putten, etc.) (Guy Allisson). Bij het doorrekenen van een commercieel project gaat het vooral om de extra kosten. Belasting (Tax) wordt vaak vergeten, maar dient ook in de calculaties te worden opgenomen. Om degradatie van de amines te voorkomen is het noodzakelijk dat de rookgassen extra gezuiverd worden. Voor SO2 wordt een concentratie aanbevolen van < 28 mg/Nm3 (6% O2, droog). De extra kosten om dit niveau te halen worden geschat op 7% (Alain Feraud, ALSTOM). Aangegeven wordt dat de flexibiliteit van een centrale met post combustion capture is te verhogen door opslag van “lean solvent”. Of dit inderdaad een mogelijkheid is wordt betwijfeld, omdat voor de toegepaste solvent technologie de helft tot tweederde van de beschikbare LD stoom nodig is. Membranen zouden niet geschikt zijn voor CO2-capture in situaties met een lage partiele CO2-druk (molfractie<10%) zoals in de rookgassen. In de industrie werkt het echter al met membranen met een selectiviteit van ongeveer 60. Onder bepaalde omstandigheden (molfractie>20%) zijn membranen voor postcombustion capture haalbaar met bestaande materialen. (Roda Bounaceur). Volgens David Grainger is een selectiviteit van membranen van meer dan 200 nodig. Het totale energieverbruik van een capture systeem met membranen is ca. 1,5 GJ/ton CO2. Het is nog wel de vraag of er voldoende grote vacuüm pompen beschikbaar zijn. Eerste modules met dergelijke membranen komen wellicht beschikbaar in 2007. Levensduur en vergiftiging door NO2 en SO2 moet nog nader worden onderzocht. 14
Onderzoek naar de combinatie van membranen en gedeeltelijke "pressure swing" adsorptie zijn veelbelovend. Niet alleen is het energieverbruik relatief laag, maar zijn ook de geprojecteerde kosten laag (<15 $/ton CO2) (Michael Trachtenberg). Uit een techno-economische studie van GE aan het zogenaamde Combicap concept (advanced natural gas combined cycle) blijkt, dat met toepassing van membranen een netto rendement boven de 50% haalbaar moet zijn tegen kosten van 41-44 $/ton CO2. De gasturbines in dit concept zijn van het type 9EC, 9E en 9FB. In een studie naar “CO2 capture at low rank coal power plants” (rapport IEA GHG 2006-1) zijn voor bruinkool verschillende pre-combustion processen met elkaar vergeleken zoals, IGCC FE (Future Energy), IGCC Shell en IGCC Foster Weehler (rendementen van 34-35%). Er is een studie van de Princeton University naar systemen voor productie van synthetische brandstoffen uit kolen en biomassa. Uit deze studie blijkt dat bij een CO2-prijs van 100$/ton ultra lage CO2-emissies aantrekkelijk en haalbaar zijn door co-productie van Fischer-Trops Liquids en elektriciteit, zelfs bij relatief hoge kosten van biomassa ten opzichte van kolen (Robert Williams). Uit een vergelijkende studie (o.a. American Air Liquid) waarin een kolencentrale met postcombustion capture (MEA) is vergeleken met het oxyfuel proces blijkt, dat zowel voor retrofit als in geval van een nieuwe centrale de kosten voor oxyfuel lager zijn (zie figuur 7). De extra kosten voor oxyfuel installatie zijn ca 600 $/kW (Sekkappan, Mitsui Babcock)
Figuur 7
kostenvergelijking postcombustion (MEA) en oxyfuel (Rajani Varagani)
Vattenfall’s 30 MWth oxyfuel pilot plant moet in 2008 operationeel zijn (Lars Strömberg). Het wordt een nieuwe unit bij de Schwarze Pumpe centrale bij Cottbus; kosten 50 mln Euro. De 15
O2 komt van een cryogene ASU (air separation unit). Er is extra SO2-zuivering nodig en er worden specifieke maatregelen genomen om inlek van lucht te voorkomen. Naast vele technische onderzoeksvragen waar de pilot een antwoord op moet geven, is onderzoek naar de flexibiliteit een belangrijk punt. Volgens de huidige plannen streeft Vattenfall naar een demo van 300-600 MWth in 2015 en een commerciële oxyfuel-centrale in 2020. De verwachting is dat de totale kosten voor capture, transport en opslag dan omlaag zijn gebracht tot onder de 20 Euro/ton vermeden CO2 . Een aantal subsystemen in het oxyfuel proces zijn nog lang geen bewezen technologie. In een studie van SINTEF is dit op een schaal van 0 (commercieel en op juiste schaal beschikbaar) tot 4 (laboratorium fase) ingedeeld (zie tabel 3). Tabel 3
Fase van ontwikkeling oxyfuel systemen
Subsystemen/units
Oxyfuel combined cycle
ASU
0
Compressor
2
Brander
4
Turbine
3
HRSG
1
H2-condenser
1
CO2-compressie
1
Uit nieuwe concept studies blijkt dat met vergaande integratie nog significant op zowel kosten als energie bespaard kan worden. Bijvoorbeeld door de integratie van componenten als de ASU en CO2-compressie (Kourosh Zanganeh, CANMET). Het Albany Research Centre (DOE, VS) heeft een zogenaamde Integrated Pollutant Removal (IPR) voor het oxyfuel proces ontwikkeld, waarbij gebruik wordt gemaakt van een serie van compressie/condensatiestappen. Door deze IPR kan traditionele rookgasbehandeling achterwege blijven (Gerdemann, DOE).
3.3 Transport Uit risico analyses blijkt dat pijpleidingen voor CO2 geen grotere risico’s met zich meebrengen dan nu als acceptabel wordt gezien voor andere leidingen en industriële activiteiten.
16
In 2007 zal de eerste off-shore CO2-pijplijn operationeel zijn bij de Snøhvit LNG plant in het noorden van Noorwegen (zie figuur 8). De CO2 is afgescheiden van aardgas dat 4-9 mol-% CO2 bevat.
Figuur 8
3.4
Schema off-shore CO2-pijpleiding van Snøhvit LNG plant naar injectieput
Opslag
Voor realisatie van off-shore CO2-opslag is aanpassing van de Conventie van Londen en de OSPAR conventie noodzakelijk. De Conventie van Londen reguleert het lozen van afval op zee. OSPAR is een vergelijkbaar regionaal verdrag voor het noordoostelijke deel van de Atlantische oceaan. Het is alleen toegestaan stoffen te lozen die vermeld staan op een bepaalde lijst. CO2 staat hier niet op. Er wordt gewerkt aan het aanpassen van de Conventie van Londen door CO2 op te nemen in de bijlage, zodat het kan worden geloosd indien het wordt opgeslagen in geologische formaties onder de zeebodem. In de UK zijn er ideeën om een soort licentie voor een CO2-opslag uit te geven. Om een licentie te kunnen verkrijgen moet dan wel zijn voldaan aan een aantal voorwaarden (Tim Dixon). Het is nog onduidelijk hoe om te gaan met verkregen credits wanneer er na verloop van tijd toch CO2 uit de opslag gaat lekken. Hermann Held (Inst. for Climate Impact Research, Duitsland) stelt voor om de bedrijven op voorhand geld te laten storten in een fonds. Gaat 17
betreffende opslag niet lekken, dan geld terug naar het bedrijf. Treedt wel lekkage op, dan geld vrij maken voor maatregelen om lekkage op te lossen en/of realiseren van meer renewables. Volgens huidige inzichten is de lekkage uit een opslag << 0,1 %/jr. Dit impliceert dat CO2 in elk geval enkele duizenden jaren opgeslagen kan worden (Clair Gough). Het is volgens haar feitelijk niet zinvol om over lek- percentages te spreken, het gaat meer om de absolute getallen en de gevolgen van een blow-out uit een boorgat (CO2 tast betonnen “plug” aan). Bij grootschalige CO2-opslag kan lekkage over een termijn van 1000-5000 jaar significante invloed hebben op de opwarming van de aarde. Door goede site-selectie kan dit probleem onder controle blijven, maar selectie van goede sites kan weer lastig worden wanneer CCS op grote schaal toegepast gaat worden (Asbjørn Torvangen). Er moeten procedures komen voor de monitoring van CO2-opslag reservoirs. Voor verschillende soorten reservoirs zullen de eisen aan de monitoring ook verschillend moeten zijn (Koij Yamamoto). De verantwoordelijkheid voor een CO2-opslag zou voor de korte termijn bij de industrie moeten liggen, voor de langere termijn bij de overheid (Herzog). Met opslag van CO2 via EOR-projecten is het klimaatprobleem in de EU niet op te lossen (het maximale opslagpotentieel is 5 Gton). EOR kan echter wel een significante bijdrage leveren aan de olieproductie in de EU (+ 20%). Bij de huidige olieprijs zijn meerdere EORprojecten in de EU economisch haalbaar (Evangelos Tzimas). De eerste 20 Gton CO2 kan in Europa worden getransporteerd en opgeslagen tegen kosten < 5 Euro/ton (Hendriks, Ecofys). Hierbij is geen compressie meegerekend.
3.5
Beleid
In de UK wordt het belang van CCS groot geacht en daarom moeten er meer stimuleringsmaatregelen komen (Tim Dixon). EU-ETS zou verdere ontwikkeling van CCS kunnen stimuleren, maar de CO2-prijs is nu nog te laag en de onzekerheden te groot. CCS geaccepteerd krijgen onder het CDM is voor velen een belangrijke stap. Projecten die nu worden ingediend ondergaan een grondige beoordeling volgens een strak accreditatieschema (Susanne Haefeli-Hestvik).
18
De EU werkt aan wet- en regelgeving voor CCS. Communicatie hierover is eind 2007 te verwachten (Paul Zakkour). De wetgeving zal gereed moeten zijn in 2009/2010. Voor een deel kan gebruik worden gemaakt van bestaande (EU)-regelgeving; bijvoorbeeld het EUETS bevat goede uitgangspunten. Paul Zakkour noemt de volgende punten: •
Capture o o o o o
energie panelty best available technology (BAT) emissies gezondheid afval
•
Transport o Hoge druk o Risico voor verstikking (asphixiation risk)
•
Opslag o o o o o o o
site verkenning site selectie monitoring milieu, gezondheid, veiligheid bepaling credits voor CO2-reductie; Zo is er bijvoorbeeld verschil in opslag in een reservoir zoals een aquifer en opslag d.m.v. EOR (wordt aan gewerkt). migratie van CO2; grensoverschrijding betrouwbaarheid
Howard Herzog (MIT, VS) werkt aan een rapport over “The future of coal in a greenhouse gas constrained world”. Het rapport komt najaar 2006 op internet beschikbaar. De verwachting is dat bij een lage CO2-prijs slechts 6% van de centrales met CCS zijn uitgevoerd, bij een hoge prijs is dit 66%. Door meerdere sprekers is de bezorgdheid uitgesproken over de snelheid van ontwikkeling en implementatie. Om CCS in 2015-2020 commercieel beschikbaar te hebben zullen voor die tijd tientallen demo’s op schaal gebouwd moeten zijn. Dit wordt nodig geacht om ervaring op te doen en door “learning by doing” de kosten te verlagen. Echter, met name door allerlei onzekerheden zoals de CO2-reductie verplichtingen post Kyoto, kosten van CCS, de prijs van CO2 op termijn en publieke acceptatie, zijn investeerders erg terughoudend. De overheden moeten daarom in de aanvangsperiode dusdanige voorwaarden scheppen dat de risico’s voor investeerders aanvaardbaar zijn. De overheden (EU, Nationaal) zijn zich daarvan bewust en zijn nu opzoek naar de beste stimuleringsmechanismen voor bedrijven. De volgende stimuleringsmaatregelen, deels specifiek voor stimulering van CCS en deels meer algemeen gericht op reductie van CO2-emissies, zijn onder andere genoemd: 19
•
breed ingevoerde CO2-belasting
•
verplichting bepaald percentage van de elektriciteitsproductie klimaatneutraal op te wekken door middel van CCS
•
verplichting bepaald percentage van de elektriciteitsproductie klimaatneutraal op te wekken op zelf te kiezen wijze
•
investeringssubsidie voor de bouw van een centrale met CCS
•
financiële steun voor onderzoek- en demo-projecten met CCS
•
gegarandeerde prijs voor elektriciteit opgewekt in een centrale met CCS
•
vroegtijdige toezegging dat EU ETS ook na 2012 wordt voortgezet met lagere CO2plafonds.
3.6
(Publieke) Acceptatie van CCS
Uit studies naar de acceptatie van CCS blijkt telkens opnieuw dat: •
het publiek nog steeds slecht is geïnformeerd over CCS
•
de positie van overheid, industrie en NGO’s neutraal tot positief is.
•
in eerste instantie de houding van publiek sceptisch is, maar na goed te zijn geïnformeerd vindt men het acceptabel (licht positief)
•
acceptatie wordt gekoppeld aan voorwaarden (bijv. Greenpeace eist onverminderde ontwikkeling van renewables) Het publiek kan CCS accepteren, maar in geval van onregelmatigheden ook snel de rug toekeren (Jason Anderson). Publiek overtuigen door aan te geven dat CCS een van de vele noodzakelijke opties is om verdergaande CO2-reductie (mogelijk 50% in 2050) te kunnen realiseren. Publieke acceptatie is ook te bevorderen door duurzaamheidscriteria te verbinden aan CCS (Michael Blohm). Daarbij duurzaamheid hanteren als in het Brundtland rapport, waarin onder andere milieu-, economische-, sociale-, lokale- en globale aspecten een rol spelen. Duurzaamheidsbenadering is “common sense”. Er is behoefte aan een onafhankelijk instituut voor monitoring en certificatie (Peta Ashworth). Wanneer een onafhankelijke partij dit doet, zal er meer vertrouwen zijn in de technologie.
20
_________________________________________________________________________
Seminars/Conferenties
13-14 september 2006
Clean Coal: Securing the Future , London
22-25 oktober 2006
Coaltrans 2006, Athene
31 oktober 2006
Solvent workshop bij TNO, Utrecht (alleen voor CATO deelnemers)
6 December 2006
2e Nationaal Symposium Schoon Fossiel voor Nederland; “van plannen naar projecten”, Utrecht
__________________________________________________________________________
Reacties Voor reacties op STACCATO en aan/af-melden:
[email protected]
21
