Översikt över avskiljning och lagring av koldioxid (CCS) Sebastian Teir, Eemeli Tsupari, Tiina Koljonen, Antti Arasto, Matti Nieminen

Översikt över avskiljning och lagring av koldioxid (CCS) Sebastian Teir, Eemeli Tsupari, Tiina Koljonen, Antti Arasto, Matti Nieminen

2 (41) Rapportens namn: Översikt över avskiljning och lagring av koldioxid (CCS) Rapportens författare: Sebastian Teir, Eemeli Tsupari, Tiina Koljonen, Antti Arasto, Matti Nieminen Nyckelord: CCS, avskiljning, lagring, koldioxid Sammanfattning: Avskiljning och lagring av koldioxid (eng. Carbon capture and storage, CCS) anses som en av metoderna med högst potential för att minska på globala koldioxidutsläpp. I CCS avskiljs koldioxiden från det fossila bränslet i samband med en kraftverksprocess eller industriprocess som en koncentrerad gas. Efter avskiljningen rengörs koldioxiden och trycksätts för transport med rörledning eller fartyg till lagringsplatsen. Stora geologiska formationer i form av sinade eller sinande olje- eller gasfält samt underjordiska saltvattenslagringar är potentiella lagringsplatser för koldioxid, men varje enskild formations lämplighet måste noggrant undersökas. CCS-teknologin är delvis baserad på befintlig teknologi från kemi- samt olje- och gasindustrin, men behöver ännu utvecklas för att kunna tillämpas på fullstora kraftverk. Till utmaningarna hör de stora mängderna koldioxid som behöver avskiljas och de relativt låga koldioxidhalterna i rökgaserna från kraftverk. Detta gör att avskiljningsprocesserna kräver stora mängder energi, vilket gör att elverkningsgraden på kraftverken faller med ungefär tio procentenheter. Koldioxid avskiljs och lagras redan i ett fåtal demonstrationsprojekt världen över i samband med gas och oljeutvinning, men ännu har inte avskiljningsteknologierna tillämpats i sin helhet på ett fullstort kraftverk. På grund av EU:s energi- och klimatpaket samt möjligheten för teknologiexport har intresset för CCS växt även i Finland under de senaste åren, trots att man inte känner till några geologiska formationer lämpliga för koldioxidlagring i Finland. Utgivare: Svenska Tekniska Vetenskapsakademien i Finland Esbo, 4.9.2009

3 (41) Förord Denna översikt har gjorts av VTT på uppdrag av Svenska Tekniska Vetenskapsakademien i Finland. Författarna vill tacka Petra Lundström, Åsa Lindberg, Ron Zevenhoven och Björn Wahlström, som har fungerat som granskare av rapporten.

4 (41) Innehållsförteckning 1 Introduktion...6 2 Avskiljning av koldioxid...7 2.1 Avskiljning av koldioxid från energisektorn...7 2.1.1 Avskiljning av koldioxid ur rökgaser...8 2.1.2 Avskiljning före förbränning...9 2.1.3 Avskiljning genom förbränning med syrgas...10 2.1.4 Avskiljning från biomassa...11 2.1.5 Utveckling av avskiljningsprocesser för koldioxid...12 2.2 Avskiljning från industriella processer...12 2.3 Avskiljning vid bränsleförädling...13 3 Transport av koldioxid...14 3.1 Transport med fartyg...14 3.2 Transport i rörledningar...15 4 Lagring av koldioxid...15 4.1 Mekanismer för geologisk lagring...17 4.2 Lagringskapacitet i geologiska formationer...18 4.3 Andra lagringsalternativ...19 5 Demonstrationsprojekt...20 5.1 Sleipner (Nordsjön, Norge)...21 5.2 Weyburn-Midale (Nord-Amerika)...22 5.3 In Salah (Sahara, Algeriet)...22 5.4 Snøhvit (Barents hav, Norge)...23 5.5 K-12B (Nordsjön, Nederländerna)...23 5.6 Ketzin (Tyskland)...23 5.7 Schwarze Pumpe (Tyskland)...23 6 Kostnader, prestandakrav och mognadsgrad...23 7 CCS och energi- och klimatpolitiken...26 7.1 Internationella avtal...26 7.2 EU:s energi- och klimatstrategi...27 7.3 EU:s handel med utsläppsrätter...28 7.4 Finlands växthusgasutsläpp och energianvändning...28 7.5 Finlands energi- och klimatstrategi...30 8 Steg emot tillämpning av CCS...31 8.1 Riskhantering...31 8.2 Val av plats för slutlagring, övervakning, och verifiering...32 8.3 Finansiering av CCS...33 8.4 Lagar och regelverk...34 8.5 Acceptans av CCS...35

5 (41) 9 Slutsatser och rekommendationer för CCS i Finland...35 9.1 CCS-aktiviteter i Finland...36 9.2 Långsiktig inverkan på energisektorn och industrin...37 9.3 Möjligheter för teknologitillverkarna i Finland...37 9.4 Förslag till tillämpningar av CCS...38 9.5 Slutsatser...38 Referenser...39 Förkortningar BNP Bruttonationalprodukten CCS Avskiljning och lagring av koldioxid, eng. Carbon Capture and Storage CDM Mekanismen för ren utveckling (från Kyoto-protokollet), eng. Clean Development Mechanism CFB Cirkulerande fluidbädd, eng. Circulating Fluidized Bed CHP Samproduktion av kraft och värme, eng. Combined Heat and Power EU ETS EU:s handel för växthusgasutsläppsrätter, eng. European Union Greenhouse Gas Emission Trading Scheme HRSG Avgaspanna försedd med ångproduktion, eng. Heat Recovery Steam Generator IGCC Kombicykel med integrerad förgasning, eng. Integrated Gasification Combined Cycle JI Gemensamt genomförande (från Kyoto-protokollet), eng. Joint Implementation LNG Flytande naturgas, eng. Liquified Natural Gas LPG Flytgas, eng. Liquified Petroleum Gas NOx Kväveoxidföreningar OSPAR Oslo- och Pariskonventionen PCC syntetisk kalciumkarbonat, eng. Precipitated Calcium Carbonate SOx Svaveloxidföreningar UNCLOS FN:s havsrättskonvention, eng. United Nations Convention on the Law of the Sea UNFCCC FN:s ramkonvention om klimatförändringar, eng. United Nations Framework Convention on Climate Change

6 (41) 1 Introduktion En av vår tids största utmaningar utgörs av klimatförändringen och hur vi kan lindra effekterna av den. Med klimatförändringen väntas mera störtregn, översvämningar, torka, hetta, sjukdomar, hungersnöd och konflikter. Ju mera växthusgasutsläppen kan begränsas, desto mera kan konsekvenserna av klimatförändringen lindras. Klimatförändringen kan inte helt stoppas och allmänt taget är man beredd att ta risken att tillåta en höjning med 2 C jämfört med förindustriell tid på den globala genomsnittstemperaturen. För att begränsa höjningen till 2 C borde koldioxidutsläppen minskas med 50-80 % jämfört med utsläppen år 2000 (IPCC 2007). Trots att redan denna temperaturhöjning skulle medföra stora förändringar i vår miljö är det ändå väldigt utmanande att hindra ytterligare höjning av temperaturen. Men om vi inte reagerar nu kommer konsekvenserna av klimatförändringen att kosta oss mera än motverkningen av den skulle kosta. Enligt Stern (2007) skulle klimatförändringen medföra årliga kostnader som motsvarar 5 % av globala BNP och kunde öka till 20 % av BNP, medan motverkan av klimatförändring skulle kosta 1-2 % av BNP, ifall globala åtgärder åtas nu. Avskiljning och lagring av koldioxid (eng. Carbon capture and storage, CCS) anses som en av metoderna med högst potential för att minska på de globala koldioxidutsläppen. I CCS avskiljs koldioxiden från det fossila bränslet i samband med kraftverksprocessen (eller industriprocessen) som en koncentrerad gas, varefter den trycksätts, transporteras och lagras isolerad från atmosfären i lämpliga lager. Tekniken är baserad delvis på befintlig teknologi från kemi- samt olje- och gasindustrin, men behöver ännu utvecklas för att kunna tillämpas på fullstora kraftverk. Till utmaningarna hör de stora mängderna koldioxid som behöver avskiljas och de relativt låga koldioxidhalterna i rökgaserna från kraftverk. Därför behöver avskiljningen stora mängder energi, vilket leder till att verkningsgraden på kraftverken blir lägre med CCS. CCS kan också tillämpas i industriprocesser, där koldioxid kan förekomma som en biprodukt eller förorening i produktgasen, och tillämpas redan i några demonstrationsanläggningar. Säker lagring av stora mängder koldioxid för en lång tidsperiod är dock inte trivialt. Dessutom behövs regelverk och förordningar förrän CCS kan tillämpas i stor skala. Figur 1. Resultat från scenarioberäkningar över de globala koldioxidutsläppens framtida utveckling samt möjligheterna till att motverka utsläppen (IPCC 2005). På grund av världens beroende av fossila bränslen är det nästan omöjligt att reducera växthusgasutsläppen i den mån det skulle krävas för att motverka klimatförändringen utan CCS. Användningen av fossila bränslen har ökat, speciellt i utvecklingsländerna, och ingen förändring i denna trend är i sikte. Man räknar med att den globala användningen av fossila bränslen kommer att öka med 45 % under perioden 2006-2030 (IEA 2008c). I Figur 1 finns

7 (41) ett av scenarierna som IPCC (2005) beräknat och presenterat över den väntade utvecklingen av de globala koldioxidutsläppen. I scenariot har man beaktat de olika möjligheterna för att minska på koldioxidutsläppen samt deras potential för att åstadkomma detta. Resultaten visar att ingen metod är ensam tillräcklig för att åtgärda koldioxidutsläppen, utan alla tänkbara metoder måste användas. Till dessa räknas energieffektivisering och energibesparing, övergång från kolkraftverk till naturgas, kärnkraft och förnyelsebara energikällor samt CCS. Av dessa metoder verkar CCS ha störst potential för att minska på koldioxidutsläppen. Fastän tillämpning av CCS skulle medföra stora kostnader skulle det vara en god investering på lång sikt. Ifall man inte tar CCS i användning i stor skala skulle de årliga kostnaderna för motverkan av klimatförändringen år 2050 vara 70 % dyrare än vad det skulle kosta med CCS (IEA 2008a). I Finland har CCS varit med i diskussionerna angående motverkning av klimatförändringen ända sedan 90-talet, men CCS har tidigare ansetts relativt dyrt i jämförelse med andra metoder för att minska på koldioxidutsläpp. En annan bidragande orsak till det låga intresset för CCS har varit bristen på geologiska formationer lämpliga för koldioxidlagring i Finland. I och med internationellt erkännande av den pågående klimatförändringen, EU:s ambitiösa målsättning för minskning av växthusgasutsläppen, samt möjligheten för teknologiexport har intresset för CCS växt under de senaste åren. Målsättningen med denna översikt är att ge en inblick i vad CCS innebär och en bakgrund för möjligheterna att tillämpa av CCS. 2 Avskiljning av koldioxid Ändamålet med avskiljning av koldioxid är att producera en koncentrerad ström av trycksatt koldioxid, som är lämpad för transport till en lagringsplats. Fastän obehandlade rökgaser också i teorin kunde lagras i geologiska formationer är det i praktiken inte lönsamt att trycksätta, frakta och lagra sådana stora mängder gas som kommer från ett kolkraftverk. Koldioxid avskiljs redan i vissa industriprocesser, såsom naturgas- och ammoniakframställning, främst för att rena produktgasen eller för att tillverka koldioxid för industriell användning. Koldioxiden används t.ex. vid behandling av pappersmassa eller som skyddsgas vid förpackning av livsmedel. Mindre än en procent av Finlands koldioxidutsläpp avskiljs och utnyttjas i industriella applikationer och i många av dessa applikationer hamnar koldioxiden i atmosfären efter användning. Hittills har avskiljning av koldioxid vid kolkraftverk tillämpats enbart för avskiljning av relativt små mängder koldioxid i testsyfte. Flera metoder är dock under utveckling med avseende att avskilja största delen av koldioxiden som uppstår vid förbränning av fossilt bränsle. Den största tekniska utmaningen är att få ner energikraven på avskiljningsprocesserna, vilket utgör en stor del av kostnaderna för teknologin. 2.1 Avskiljning av koldioxid från energisektorn De globala antropogena 1 koldioxidutsläppen uppgick år 2005 till 26,3 Gt 2 (IEA 2007), vilket var en ökning på 13 % sedan år 2000. Av dessa stod kraft- och värmeproduktionen för 9,6 Gt. Eftersom stationära kraftverk som eldas med fossila bränslen står för en stor del av världens koldioxidutsläpp riktas även utvecklingen av CCS primärt till dessa. Koldioxid kan med dagens teknologi avskiljas i huvudsak på tre olika sätt, beroende på process eller typ av kraftverk (Figur 2). Det vanligaste alternativet i användning idag i 1 härrörande från mänskliga aktiviteter 2 1 Gt = 1000 Mt = 1 000 000 kt = 1 000 000 000 t

8 (41) industrin är att avskilja koldioxiden ur rökgaser. Ett annat alternativ är att avskilja koldioxiden före förbränning i samband med förgasning av kol eller biomassa och möjligen ångreformering av naturgas. Det nyaste alternativet innebär förbränning i en gasblandning av syre och koldioxid, varefter koldioxiden lättare kan separeras ur rökgaserna. Alla tre avskiljningsteknologierna kräver mycket energi och valet av avskiljningsteknologi måste evalueras för varje tillämpning. Man uppskattar att tillämpningen av teknologierna på kraftverk skulle öka bränsleåtgången med 10-40 % och priset för att producera el skulle stiga med 20-90 %, beroende på typen av kraftverk (IPCC 2005). Figur 2. Teknologialternativ för avskiljning av koldioxid. 2.1.1 Avskiljning av koldioxid ur rökgaser Vid avskiljning av koldioxid ur rökgaser separeras koldioxiden vid lågt tryck ur rökgaser som uppstår vid konventionell förbränning. Dessa rökgaser har beroende på bränsle en koldioxidhalt på 3-17 vol-%. Metoderna för avskiljning av koldioxid ur rökgaser kan vara baserade på kemisk eller fysikalisk absorption eller adsorption, kryogena metoder samt membranseparation. Metoderna baserade på kemisk eller fysikalisk absorption är längst utvecklade, av vilka kemiska metoder är mest lämpade vid låga partialtryck av koldioxid, såsom i rökgaser. De kemiska metoderna använder vanligtvis lösningsmedel baserade på aminer, såsom monoetanolamin och dietanolamin. Rökgaserna tvättas i en kolonn där koldioxiden i rökgaserna absorberas av lösningsmedlet (IPCC 2005). Lösningsmedlet pumpas till en annan kolonn, där koldioxiden frigörs genom att värma upp lösningsmedlet till 100-140 C. Lösningsmedlet kan därefter återanvändas i absorptionskolonnen. Återvinningen kräver dock energi, vilket gör att kraftverkets elverkningsgrad är sämre än ett konventionellt. Före tvätten måste partiklar och sura komponenter, såsom NOx och SOx, separeras från rökgasen för att undvika att lösningsmedlet degraderas. En del av lösningsmedlet förbrukas

9 (41) dock i processen. Man räknar med att 0,2-1,6 kg lösningsmedel behövs samt runt 0,1-0,2 kg rengöringskemikalier per ton CO 2 som avskiljs. Största fördelen med teknologin är att den är baserad på kommersiell teknologi och kunde tillämpas på största delen av befintliga kolkraftverk. Den relativt låga halten av koldioxid i rökgaserna sätter dock stora krav på lösningsmedlet som används. På grund av den låga halten av koldioxid i rökgaserna kräver avskiljningsprocessen vanligtvis mycket energi, vilket leder till att verkningsgraden på kraftverket sjunker. Teknologin för avskiljning av koldioxid från rökgaser har varit i kommersiellt bruk för rening av naturgas i över 60 år, men för applikation i kraftverk med en kapacitet på >500 MWe krävs en betydande uppskalning av teknologin. elektricitet kylvatten ångturbin ångpanna partikelfilter avsvavling mekanisk energi koldioxid koldioxidabsorbering koldioxidkompressor koldioxidfrigörning kondensor ånga luft bränsle flygaska svavelföreningar kylare koldioxidfattigt lösningsmedel värmeväxlare bottenaska koldioxidrikt lösningsmedel Figur 3. Principskiss för avskiljning av koldioxid ur rökgaser. 2.1.2 Avskiljning före förbränning Koldioxid kan också avskiljas från bränslet före förbränningsprocessen (Figur 4). Metoden kan användas för naturgas eller vid förgasning av fasta eller flytande bränslen (bottenolja). Förgasning av bränslet innebär omvandling av primärbränslet till en gasblandning av väte, kolmonoxid, och koldioxid. För förbränning av gasen måste föroreningar skadliga för miljön och maskineri vanligtvis avskiljas ur gasen. Till dessa föroreningar hör svavelföreningar (såsom H 2 S och COS), ammoniak och cyanväte. Efter rengöringen av gasen kan den resulterande syntesgasen förbrännas i så kallade IGCC-kraftverk (Integrated Gasification Combined Cycle). För avskiljning av koldioxid måste dock syntesgasen först genomgå en så kallad vattenskiftsreaktion, där syntesgasen fås att reagera med ånga (eller en blandning av ånga och syre), vilket resulterar i en gas främst bestående av väte och koldioxid: CO(g) + H 2 O(g) H 2 (g) + CO 2 (g) (1) Koldioxid kan separeras från detta gasflöde på motsvarande sätt som från rökgaser genom användning av lösningar baserade på fysikalisk absorption (se kapitel 2.1.1) eller blandad

10 (41) (fysikalisk och kemisk) absorption. Båda typerna av avskiljning är kommersiell teknologi. Fysikaliska metoder använder lösningsmedel, vilka binder koldioxiden vid högt tryck och lösgör den vid lågt tryck. Exempel på sådana processer är Rectisol och Selexol. Den separerade koldioxiden torkas och trycksätts för transport och lagring, medan den väterika förbränningsgasen leds till en gasturbin. En del av vätet kunde också användas t.ex. i bränslecellsapplikationer eller den kemiska industrin. IGCC-kraftverk är dyrare än konventionella kolkraftverk, men själva koldioxidavskiljningen från syntesgasen är förmånligare än att avskilja från rökgaserna. Detta beror på att koldioxidens partialtryck är högre i den behandlade syntesgasen än i rökgaserna, vilket möjliggör användningen av fysikaliska avskiljningsmetoder. Fysikaliska avskiljningsmetoder behöver inte lika mycket energi som kemiska metoder. För tillfället används denna typs av separation främst inom storskalig framställning av vätgas för industriellt bruk. Endast ett fåtal IGCC-kraftverk baserade på förgasning är i användning idag så tekniken kan i praktiken endast appliceras på nya kraftverk. Största flaskhalsarna för att ta denna koldioxidavskiljningsmetod i kommersiellt bruk är desamma som hindrat IGCC-teknikens spridning, nämligen låg tillgänglighet, stora krav på tekniken och höga kostnader. koldioxid kväve förgasning ånga mekanisk energi avsvavling partikelfilter koldioxidkompressor bränsle luft syre syreavskiljning bottenaska flygaska ånga elektricitet ångturbin koldioxidfrigörning avgaspanna (HRSG) koldioxidabsorbering svavelföreningar vattenskiftreaktor gasturbin luft kondensor elektricitet kylvatten Figur 4. Principskiss för avskiljning av koldioxid före förbränning. 2.1.3 Avskiljning genom förbränning med syrgas Den tredje metoden för avskiljning av koldioxid är baserad på förbränning i en blandning av syre och recirkulerade rökgaser i stället för luft, vilket ger upphov till rökgaser fria från kväve (Figur 5). Metoden kallas vanligtvis för syrgasförbränning (eng. oxyfuel combustion). Dessa rökgaser har en hög koldioxidhalt (på 80-95 vol-%, torr gas), vilket gör att dess avskiljning är betydligt enklare och kräver mindre energi än med de övriga metoderna. Före förbränningen blandas syrgasen med en del av rökgasen för att kontrollera att inte förbränningstemperaturen är högre än vad värmeöverföringsytorna i ångpannan klarar av. Eftersom syrgasfabriken avskiljer kväve från den inkommande förbränningsluften består avgaserna mestadels av koldioxid, vatten och överskottssyre samt föroreningar som härstammar från bränslet, såsom SO 2, NO, N 2 O ja HCl. Vattenånga, syre och andra föroreningar i avgaserna avskiljs i koldioxidhanteringsenheten genom kompression och nerkylning.

11 (41) Ett syrgaseldat kraftverk består förutom själva kraftverket av en syrgasfabrik och en koldioxidhanteringsenhet. Båda enheterna kräver energi, vilket gör att kraftverkets elverkningsgrad är sämre i jämförelse med ett konventionellt kolkraftverk. Med kombinerad kraft- och värmeproduktion kan man minska på förlusterna, eftersom båda enheterna ger upphov till spillvärme som kunde användas för fjärrvärme. Fastän syrgasförbränning är en relativt ny teknologi och för närvarande i demonstrationsfasen är den konkurrenskraftig med övriga avskiljningsmetoder. Första kraftverket som demonstrerar teknikens potential startades upp i Schwarze Pumpe år 2008 och har en värmeeffekt på 30 MWth. Tekniken kunde också appliceras på befintliga kraftverk. Nya kraftverk kan planeras så att de fungerar både med syrgasförbränning och med konventionell förbränning i luft. Vid VTT har man forskat i syrgasförbränning med hjälp av småskaliga cirkulerade fluidbäddspannor. Man har konstaterat att syrgasförbränning passar bra för cirkulerade fluidbäddspannor. Tack vare det cirkulerande sandmaterialet skapas en jämn temperaturprofil i eldstaden, vilket gör att man kan använda högre syrgaskoncentration än i kolpulvereldade pannor och minska på ångpannans storlek. elektricitet ångturbin ångpanna kylare och kondensor mekanisk energi avsvavling koldioxid koldioxidkompressor kväve kylvatten kondensor partikelfilter kylare och kondensor bränsle flygaska vatten svavelföreningar vatten luft syre bottenaska recirkulation (koldioxid, vattenånga) syreavskiljning Figur 5. Principskiss för avskiljning av koldioxid genom syrgasförbränning. 2.1.4 Avskiljning från biomassa I princip kunde man också tillämpa CCS på förbränning av biomassa, ifall storleken på kraftverket är tillräcklig (i praktiken 500 MWth eller större) för att motivera investerings- och driftskostnaderna. När man räknar med koldioxiden som bundits i biomassan genom fotosyntesen skulle ytterligare avskiljning vid förbränning av biomassa ge upphov till negativa koldioxidutsläpp. Med andra ord skulle CCS kombinerat med förbränning av biomassa minska på koldioxiden i atmosfären. Eftersom förbränning av biomassa har många likheter med kolförbränning borde alla tre metoder beskrivna ovan vara lämpliga för koldioxidavskiljning vid förbränning av biomassa. I praktiken är ändå största delen av biomassa-eldade ångpannor betydligt mindre än 500 MWth, vilket innebär att tillämpningen av CCS skulle främst vara av intresse för

12 (41) svartlutsförbränning i pappersmassaindustrin samt för några enstaka kombinerade kraft- och värmeproduktionskraftverk. Dessutom finns inga ekonomiska sporrar för användning av CCS med bioenergi enligt den nuvarande lagstiftningen (se kapitel 9.4). Man kunde också tillämpa simultan förbränning av biomassa i koleldade kraftverk med CCStillämpning för att ytterligare minska på koldioxidutsläppen. Eftersom den lokala tillgången på biomassa dock begränsar dess användning är det mera troligt att simultan förbränning i framtiden främst tillämpas på kraftverk som inte har CCS för att få ner de fossila koldioxidutsläppen från dessa. 2.1.5 Utveckling av avskiljningsprocesser för koldioxid Flera nya innovationer lovar en betydande förminskning av energikraven på avskiljning av koldioxid, men dessa metoder är inte ännu fullt utvecklade. Utvecklingen av koldioxidavskiljning från rökgaser har fokuserats på att hitta metoder för att minska på energikraven. En av de mest lovande teknologierna på kommande är Alstoms avskiljningsprocess baserad på avkyld ammoniak. I processen används en lösning bestående av ammoniumkarbonat och -bikarbonat för att absorbera koldioxiden ur rökgasen. En första pilotanläggning har redan byggts i USA och flera andra anläggningar är under planering. Andra teknologier under utveckling är baserade på alternativa lösningsmedel, fasta sorbenter och membranseparation. Teknologier som kunde vara lovande längre fram i framtiden är metoder baserade på joniska vätskor, enzymatiska membran, metalloxider och biologiska processer. För att befrämja utvecklingen av koldioxidavskiljning innan förbränning har utvecklingen av IGCC tagit fart. Polymerbaserade membraner och sorbenter som alternativa avskiljningsmetoder av koldioxid från bränslegasen är också under utveckling. Utvecklingen av syrgasförbränning riktar in sig på större enheter för syrgasfabriken för att minska på kostnaden för syreproduktion. Också alternativa metoder för att producera syrgas är under utveckling, såsom syretransportmembran. Ett helt nytt kraftverkskoncept för tvåstegsförbränning med syrebärare (eng. chemical looping combustion) är också under utveckling. I denna process använder man sig av solida metalloxider för att frakta syreatomer mellan två reaktorer och själva förbränningen sker genom oxidation och reduktion av metalloxiderna. Denna process ger upphov till en relativt ren gasblandning av koldioxid och vatten, som i likhet med syrgasförbränning enkelt kan renas för transport. Processen har hittills bara blivit testad i laboratorieskala, men kunde vara en viktig kraftverksprocess för koldioxidavskiljning i framtiden. 2.2 Avskiljning från industriella processer År 2005 stod industrin för nästan en tredjedel av världens primära energianvändning. De direkta och indirekta årliga koldioxidutsläppen uppgick till 9,9 Gt, vilket var 37 % av de globala CO 2 utsläppen (IEA 2008b). Koldioxid kunde avskiljas och tillvaratas från flera industriella processer billigare än från energisektorn, men eftersom det inte finns lika många stora enskilda källor i industrin som i energisektorn är tillvaratagningspotentialen lägre. Enbart järn- och stålindustrin stod för 27 % av industrins koldioxidutsläpp år 2005, vilket motsvarade 10 % av de globala koldioxidutsläppen (IEA 2008a). En stor del av utsläppen är

13 (41) relaterade till tackjärnsframställningen i masugnen. För att avskilja koldioxiden från masugnen kunde man bygga en annan sorts masugn, som använder sig av syrgas, vilket skulle göra det lättare att avlägsna koldioxiden från processgasen. Syrgasmasugnar är ännu under utveckling. Cementindustrin stod för 22 % av industrins direkta koldioxidutsläpp år 2005. Två tredjedelar av detta uppstår från kalkförbränningen i cementproduktionen och den resterande tredjedelen kommer från förbränning av bränsle. Eftersom kalkförbränningen ger upphov till hög koncentration av koldioxid i avgaserna (25-35 vol-%) kunde man avskilja koldioxiden med existerande metoder. Tillämpning av CCS i cementtillverkningen skulle dock medföra en höjning av produktionskostnaderna för cement på 40-90 % (IEA 2008b). Kemisk och petrokemisk industri stod för 28 % av industrins direkta koldioxidutsläpp år 2005. Två tredjedelar av detta kommer från produktion av petrokemikalier, oorganiska kemikalier samt gödsel (ammoniak). Av dessa är produktionen av ammoniak den intressantaste processen där CCS kunde tillämpas, eftersom koldioxid redan nu separeras i processen för att undvika att den hamnar med ammoniaken. En stor del av denna koldioxid används redan för framställning av urea, vilket lämnar en global potential på 180 Mt CO 2 som kunde trycksättas, transporteras och lagras. År 2004 producerades 355 Mt papper och 165 Mt kemisk massa (IEA 2007). Beroende på användningen av förnyelsebar energi och biomassa skiljer sig utsläppen av koldioxid per ton produkt från 0,14 t CO 2 i Sverige till 0,7 t CO 2 i USA. CCS kunde tillämpas på i pappers- och massaindustrin, men har hittills endast studerats noggrannare i ett fåtal studier. 2.3 Avskiljning vid bränsleförädling Utvinning av olja, gas och kol står årligen för 400 Mt av koldioxidutsläpp. Råoljeraffinaderier och produktion av flytande naturgas (LNG) ger årligen upphov till 700 Mt koldioxidutsläpp, vilket förväntas öka under de kommande åren (IEA 2008a). Vartefter konventionella oljekällor sinar, börjar olja utvinnas ur mera tyngre råoljor och bituminös sand. Dessa processer resulterar i mera koldioxidutsläpp än konventionella processer. Många av dessa processer är lämpliga för avskiljning av koldioxid, vilket medför att CCS kunde tillämpas för att reducera koldioxidutsläppen. För närvarande har CCS dock endast tillämpats vid utvinning av naturgas. Naturgaskällor kan ha höga halter av koldioxid, vilket måste avskiljas vid utvinning av naturgasen för att få ner koldioxidhalten till den tillåtna nivån på 2 vol-%. Största delen av de befintliga CCS-projekten idag är därför förknippade med naturgasutvinning (se kapitel 6). Vid framställning av Fischer-Tropsch-diesel kunde också CCS tillämpas. Fischer-Tropschdiesel kan raffineras från biomassa, torv och kol, varvid nästan ren koldioxid uppstår som en biprodukt, vilken relativt enkelt kunde dehydratiseras, komprimeras och transporteras för lagring. Tillvaratagning av denna koldioxidström skulle vara betydligt lättare, mindre energikrävande och billigare än t.ex. avskiljning av koldioxid från ett kolkraftverks rökgaser. Även vid konventionella oljeraffinaderier uppstår nästan ren koldioxid, som redan nu tas tillvara till stor del och säljs för industriellt bruk. Koldioxidavskiljning kunde också tillämpas på andra processer för förädling av biobränslen som producerar koldioxid som biprodukt. EU:s målsättning att öka användningen av

14 (41) biobränslen avsevärt kunde medföra en nisch för användning av CCS i bränsleförädling. Den totala koldioxidavskiljningspotentialen från biobränsleförädling i Europa vid år 2020 skulle dock röra sig enbart om ett par tiotals miljoner ton CO 2. 3 Transport av koldioxid Efter att koldioxiden separerats till en skild ström måste koldioxiden dehydratiseras (torkas) och trycksättas för transport och lagring. Dehydratiseringen är nödvändig för att förhindra att is, korrosion eller hydratavlagringar uppstår i transportutrustningen. Komprimering och dehydratisering utförs som en flerstegsprocess, där varje steg består av komprimering, kylning och avlägsning av vatten. Tryck, temperatur och fuktighet ställs in beroende på transportmetod (se kapitel 4.1 och 4.2) och lagringsplats (se kapitel 5.2). Koldioxid kan transporteras med liknande metoder som annan gastransport. Eftersom koldioxiden varken är brandfarlig eller giftig är det de stora mängderna som måste fraktas som dikterar valet av transportmetod. Transport av koldioxid under högt tryck i rörledningar är den vanligaste metoden i bruk för att frakta stora mängder av koldioxid. I USA transporterar man årligen 40 Mt CO 2 för användning i oljeutvinning (se kapitel 5). Koldioxid kan också transporteras i flytande form i fartyg, tåg eller tankbilar. Tåg och tankbilar lämpar sig dock i praktiken enbart för småskaliga CCS-demonstrationsprojekt. I det långa loppet räknar man med att rörledningstransport är det förmånligaste alternativet, medan fartygstransport lönar sig först när transportsträckan överskrider 1000 km. I praktiken inverkar dock många faktorer på kostnaderna och noggranna beräkningar måste göras för varje enskilt projekt för att ta reda på det förmånligaste transportalternativet. 3.1 Transport med fartyg Transport av koldioxid till havs med fartyg liknar transport av LNG eller flytgas (LPG), men tryck- och temperaturförhållandena är annorlunda. Därför passar inte dessa till transport av koldioxid, utan man måste ta möjligheten till koldioxidtransport i beaktande när man planerar tankerfartygen. För transport av koldioxid i fartyg bör koldioxiden kylas och trycksättas så att koldioxiden hålls i vätskeform. Dessutom måste tankarna vara både kylda, isolerade och byggda för att hålla tryck. För att kunna lagra så mycket koldioxid som möjligt håller man trycket vid 6-7 bar och temperaturen runt -50 C till -54 C, just ovanför trippelpunkten (Figur 6), för att maximera vätskans densitet (runt 1200 kg/m 3 ). Förvätskningsprocessen kräver låga halter av flyktiga föroreningar i koldioxiden (såsom N 2, Ar, NOx, CO, H 2, och CH 4 ). För fartygsinfrastrukturen krävs mellanlagringstankar för koldioxiden vid lastningshamnarna. Även vid lossningshamnarna eller lagringsplatsen krävs mellanlagringstankar, om man inte pumpar koldioxiden direkt in i lagringsreservoaren. Under transportens gång går en liten del av koldioxiden förlorad i samband med att värme läcker in i tankarna och förångar koldioxiden. Däremot är transport av koldioxid med fartyg mera flexibel än transport i rörledning och kunde relativt snabbt tas i bruk. Hittills har transport av koldioxid med fartyg hittills skett enbart i relativt liten skala. Rederiet I.M. Skaugen i Norge har redan sex fartyg i bruk, som är lämpade för frakt både av etylen och koldioxid med en kapacitet på 8500-10 000 m 3 (ca 10 000-12 000 t CO 2 i vätskeform).

15 (41) Figur 6. Fasdiagram för koldioxid. 3.2 Transport i rörledningar Koldioxid transporteras vanligtvis i tryck på 80-200 bar för att hålla koldioxiden i superkritisk form (Figur 6). Komprimeringsstationer behövs varje 100-400 km av rörledning (Aspelund & Jordal 2007). Implementering av rörledningstransport för koldioxid är liknande som för naturgas, propan eller butan, vars storskaliga transport det finns erfarenhet av. Rörledningar kan byggas på land eller på havsbottnen. För att undvika korrosion bör föroreningarna i koldioxiden vara så få som möjligt, men kvalitetskraven har hittills varit bundna till applikationen. Vid transport av koldioxid för oljeutvinning i Weyburn krävs en koldioxidhalt på åtminstone 96 vol-% och en vattenhalt lägre än 20 ppm (de Visser et al. 2008). Föroreningar såsom svavelföreningar, syre, kväve och kolväten begränsas också. Som material i rörledningarna används vanligtvis kol-mangan- stål, som tillåter en relativ fuktighet i gasen på 60 % (IPCC 2005). Man kunde också bygga rörledningarna av rostfritt eller syrefast stål, men detta skulle troligtvis vara för dyrt i de flesta sammanhang. 4 Lagring av koldioxid Efter att koldioxiden avskiljts måste den lagras isolerad från atmosfären. Eftersom lagringsbehovet är på sådana omfattande mängder koldioxid (miljontals ton) finns det bara ett fåtal tänkbara alternativ (Figur 7). Enda teknologin som hittills demonstrerats i fullskalig storlek är användningen av geologiska formationer för slutlagring av koldioxid. Dessa kan vara i form av sinade eller sinande olje- eller gasfält, underjordiska saltvattenslagringar (s.k. saltvattensakvifärer), eller underjordiska kolfält (som ligger för djupt för att kunna utnyttjas för kolbrytning). Tekniken som behövs för geologisk lagring är i stora drag samma som används i olje- och naturgasindustrin idag och finns därför redan tillgänglig. Koldioxid används också redan idag för att utvinna mera olja eller naturgas ur sinande källor genom att pumpa in den i

16 (41) reservoaren. På så vis kunde framställning av olja eller gas kombineras med lagring av koldioxid för att göra CCS mera lönsamt. Olje- och gasfälten skulle dock inte räcka till i storskalig användning av CCS, därför måste också andra geologiska formationer användas. Saltvattensakvifärer är porösa underjordiska formationer, bestående av stenpartiklar, organiskt material och mineraler, vars porvolym är sammanlänkad och fylld av vätska (mestadels vatten). Dessa akvifärer är vanligt förekommande i sedimentär berggrund. En del av dessa akvifärer verkar vara lämpliga för lagring av koldioxid. Det är också möjligt att pumpa koldioxid in i underjordiska kolfyndigheter, som inte kan brytas med konventionella metoder, för utvinning av metangas. Koldioxiden frigör metan ur formationen, vilket är möjligt att ta tillvara. Koldioxiden gör dock att kolformationen sväller, vilket gör det svårare att injicera koldioxid. Därför har denna metod endast ännu testats i liten skala och är ännu under utveckling. Det forskas även i andra metoder för lagring av koldioxid. Injicering i djuphavsvatten är ett alternativ som skulle vara tekniskt sett enkelt att utföra, men kunde ha en negativ inverkan på miljön. Ett annat alternativ är omvandling av koldioxid till karbonatmineraler, vilket skulle vara en säkrare lagringsmetod än geologiska formationer, men tekniken är inte fullt utvecklad och kräver i nuläget för mycket energi för att vara lämplig. Eftersom geologisk lagring är för närvarande den enda metoden lämplig för CCS menas med termen lagring i praktiken geologisk lagring i denna rapport. Kapitel 5.3 behandlar de alternativa lagringsmetoderna i mera detalj. Figur 7. Tänkbara alternativ för slutlagring av koldioxid (baserat på IPCC, 2005).

17 (41) 4.1 Mekanismer för geologisk lagring Gemensamt för lagring av koldioxid i underjordiska geologiska formationer är att koldioxiden komprimeras (vid behov) till överkritiskt tryck (> 74 bar) och injiceras genom ett eller flera borrhål in i formationen. Vid dessa tryck är koldioxiden i överkritisk vätskeform (Figur 6), vilket medför att den tränger in sig i formationens porer i likhet med en gas, men har ändå en densitet som liknar en vätskas. Sådana tryckförhållanden råder vanligtvis i formationer som ligger djupare än 800 m under marknivån. Det exakta trycket beror på hur djupt formationen ligger och vilken temperatur berggrunden har. Formationens porositet och genomtränglighet bestämmer förutom lagringskapaciteten även injektionshastigheten. För att öka på injektionen kan man därför använda sig av flera borrhål. Efter att koldioxiden pumpats in i formationen medverkar flera olika mekanismer till att koldioxiden hålls kvar i formationen. Eftersom koldioxiden är lättare än vatten kommer den att söka sig uppåt i formationen. Därför är ett överliggande ogenomträngligt geologiskt lager (t.ex. av sten eller lera) det viktigaste kriteriet för att förhindra läckage från formationen. Formationens konstruktion är också viktig för slutlagringen Figur 8. En sluten formation är säkrare än en formation som är öppen sidledes, men globalt sett finns det betydligt mer lagringsvolym i öppna formationer än i slutna. T.ex. Sleipner-projektet använder sig av en i sidledes öppen formation för slutlagring (se kapitel 6). När koldioxiden injiceras i formationen pressas vattnet undan. Efter att injektionen avslutats söker sig vattnet tillbaka och håller koldioxiden på plats i porerna. På längre sikt (räknat i decennier) kommer koldioxiden så småningom att lösa sig i vattnet. Eftersom det koldioxidberikade vattnet är tyngre än det omgivande vattnet räknar man med det förra kommer att sjunka ner mot bottnen av formationen. Det koldioxidberikade vattnet kan också börja reagera med mineraler och bilda karbonatmineraler, men detta kan ta flera tusen år. Figur 8. Exempel på en i sidledes öppen formation (vänstra bilden) och slutna formationer (bilden i mitten och bilden till höger) (http://www.co2crc.com.au).

18 (41) 4.2 Lagringskapacitet i geologiska formationer Kartläggning och uppmätning av geologiska formationer lämpliga för lagring av koldioxid har påbörjats runtom i världen. Passliga formationer finns främst i stora enhetliga områden med sandstensberggrund, mera specifikt i så kallade sedimentationsbäcken (Figur 9). Än så länge råder det stor osäkerhet angående den globala kapaciteten för lagring av koldioxid i dessa formationer, främst på grund av att saltvattensakvifärer inte har varit av ekonomiskt intresse tidigare och därför inte utforskats i detalj. Figur 9. Karta över områden med sedimentationsbäcken varuti underjordiska formationer lämpliga för lagring av koldioxid kunde påträffas (IPCC 2005). Kapacitetsberäkningarna varierar mycket från rapport till rapport och beror på vilka antaganden som använts. IPCC (2005) uppskattade den globala teoretiska lagringspotentialen till åtminstone 2000 10 000 GtCO 2. För Europas del uppskattades den teoretiska lagringspotentialen till 30 560 Gt CO 2 för saltvattensakvifärer, 40 Gt CO 2 för gaskällor och 7 Gt CO 2 för oljekällor. En sammanfattning över den uppskattade lagringspotentialen i Nord- Europa är presenterad i Figur 10. Den användbara lagringskapaciteten väntas dock vara lägre. Enligt de färskaste undersökningarna verkar den effektiva kapaciteten i Europa totalt uppgå till runt 360 Gt CO 2 (Vangkilde-Pedersen et al. 2008). I en nyss publicerad atlas (DOE 2008) uppskattas den teoretiska lagringspotentialen i Nord-Amerikas geologiska formationer till 1100 3600 Gt CO 2. Både Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF 2007) och USA:s Department of Energy (DOE 2008) har parallellt utvecklat och publicerat metoder för säkrare uppskattning av lagringskapaciteter i geologiska formationer, men ännu råder det stor osäkerhet kring lagringskapacitetsberäkningar, framför allt för saltvattensakvifärer. Man kan inte med säkerhet fastställa en formations duglighet som lager förrän den har noggrant uppmätts och testats lokalt. Därför är det viktigt att man betraktar kapaciteterna presenterade här enbart som riktgivande. För Finlands del verkar den geologiska lagringskapaciteten i praktiken obefintlig, eftersom den geologiska bergrunden är väldigt kompakt och heterogen (Koljonen et al. 2004). I Bottniska viken påträffas sedimentär berggrund, men sandstenen där är väldigt kompakt och troligtvis olämplig för lagring av koldioxid. De geografiskt sett närmaste formationerna lämpliga för lagring av koldioxid verkar finnas i Barents hav, där Statoil redan tagit injicering

19 (41) av koldioxid i bruk vid Tubåens sandstensformation (se kapitel 6). Även områden kring Skåne och Danmark samt söder om Gotland har potentiell bergrund, men mera undersökningar behövs för att bekräfta lämpligheten för lagring vid dessa områden. Redan i Polen och Lettland samt övriga nordvästra Europa finns bättre geologisk förutsättning för lagring av koldioxid. I dessa länder har man dessutom erfarenhet av att använda geologiska formationer som temporära lager för naturgas. Figur 10. Den uppskattade lagringspotentialen för Nord-Europa i olje- och gaskällor (vänster bild, fett typsnitt), oåtkomliga underjordiska kolfyndigheter (vänster bild, vanligt typsnitt) samt i saltvattensakvifärer (höger bild). Enhet: Gt CO 2. Källmaterial: IEA (2008a), utökat med CSA Group (2008) för Irland samt Cherepovitsyn et al. (2006) för Nordvästra Ryssland. 4.3 Andra lagringsalternativ Det finns även andra geologiska formationer som i teorin kunde användas för lagring av koldioxid. Till dessa hör saltkaverner, som är med vatten ursköljda håligheter i täta, stora geologiska saltförekomster. Dessa används idag som lagringsplats för naturgas, olja och även petrokemiska produkter. Det är dock osäkert hur injektion av koldioxid skulle inverka på integriteten på dessa kaverner och därför ses de inte som ett realistiskt alternativ för koldioxidlagring i stor skala. Däremot är det möjligt att de kunde fungera som mellanlager för fartygstransport av koldioxid. Övergivna gruvor anses också som olämpliga för lagring av koldioxid, eftersom koldioxiden skulle läcka igenom de igenfyllda gruvschakten. Ett annat alternativ som övervägts har varit att pumpa koldioxid ner i djuphaven. Man kunde endera injicera och sprida ut koldioxiden direkt i vattnet på en kilometers djup, eller pumpa koldioxiden på över tre kilometers djup, där koldioxiden under havets tryck skulle bilda en sjö av koldioxid. Det råder dock stora osäkerheter över metodens tekniska och ekologiska hållbarhet. Haven spelar redan en betydande roll i jordens naturliga koldioxidkretslopp och en konstgjord injicering av koldioxid kunde rubba denna jämvikt. Dessutom skulle koldioxiden

20 (41) troligtvis inverka på djuphavens ekologiska system. Nya internationella lagar förbjuder dock redan användningen av denna metod i nordöstra Atlanten. Koldioxid kan också bindas som fast karbonatmineral genom reaktion med silikatmineraler. Denna form av lagringsmetod har undersökts även i Finland. Karbonatmineraler, såsom kalcium- och magnesiumkarbonater, är stabila och ofarliga mineraler och vore därför idealiska som bestående lager av koldioxid. Fastän detta kunde vara tekniskt genomförbart kräver metoderna som hittills utvecklats för mycket energi för att vara lämpliga för lagring av koldioxid. Dessutom skulle processen kräva att man bryter stora mängder silikatmineraler att binda koldioxiden till. Man räknar med att 3-5 ton mineral skulle krävas per ton koldioxid. I Finland finns det stora mängder lämplig silikatmineral, men fyndigheterna är dåligt dokumenterade. Man har preliminärt uppskattat att redan de tillgängliga serpentinitresurserna i området mellan Outokumpu och Kajanaland kunde räcka till för lagring av 2-3 Gt CO 2 genom karbonatisering (Aatos et al. 2006). På liknande sätt kunde man även binda koldioxid till vissa sidoprodukter från industrin, såsom stålslagg och olika former av askor. Dessa är mera reaktiva än mineraler, vilket medför att karbonatiseringsprocessen kräver mindre energi. Lagringskapaciteten är dock begränsad och relativt liten i jämförelse med koldioxidutsläppen från industrierna där sidoprodukterna produceras. I Kwinana i Australien har man uppfört en pilotanläggning, där koldioxid (från ammoniakproduktion) binds till bauxitmineral, som man brutit aluminium ur för aluminiumproduktion. Man räknar med att anläggningen binder årligen 70 000 t CO 2. Karbonatisering av kalciumoxid tillämpas redan idag vid framställning av syntetisk kalciumkarbonat (eng. precipitated calcium carbonate, PCC) för att användas som pappersfyllnadsmaterial. Trots att karbonatiseringsprocessen binder koldioxid där karbonaten framställs, bränner man kalksten för att tillverka kalciumoxiden. Detta gör att framställningen av kalciumoxid frigör mera koldioxid än det som binds vid produktionen av PCC. 5 Demonstrationsprojekt Avskiljning och lagring av koldioxid i stor skala 3 sker för tillfället enbart i ett fåtal demonstrationsprojekt runtom i världen. I tre av dessa projekt (belägna i Nordsjön, Barents hav och Algeriet) avskiljer man koldioxid i samband med naturgasutvinning, medan det fjärde projektet (i Weyburn, Kanada) använder sig av koldioxid för ökad utvinning av olja från en sinande oljekälla. Av dessa är injektionen vid Sleipner och Snøhvit närmast Finland (Figur 11). Förutom dessa finns det flera småskaliga projekt, där man testar endera avskiljning eller lagring av koldioxid. Under de kommande tio åren väntas antalet projekt öka befintligt: flera tiotals projekt, allt från små testanläggningar till relativt stora demonstrationsanläggningar, förbereds som bäst. Nedan följer en översikt av de fyra största demonstrationsprojekten samt ytterligare tre europeiska pilotprojekt, som tillsammans omfattar alla för stunden aktiva europeiska projekt i större skala. 3 Med stora projekt menar man i CCS-sammanhang vanligtvis projekt där man årligen hanterar runt 1 Mt CO 2 eller mera.

21 (41) Figur 11. Befintliga CCS-projekt i Nord-Europa (grön ikon för lagring och röd för avskiljningsanläggning). De numeriska värdena står för den årliga injektionsmängden (ton CO 2 ). 5.1 Sleipner (Nordsjön, Norge) I StatoilHydros projekt avskiljs 1 Mt CO 2 årligen från naturgasen som produceras vid Sleipner Vest och injiceras på 800 meters djup under havsbottnen för att lagras i en saltvattenakvifär som kallas för Utsira-formationen. Naturgasen i Sleipner Vest-fyndigheten innehåller 9 % CO 2. Investeringskostnaderna för att trycksätta och injicera koldioxiden i akvifären uppgick till ungefär 100 miljoner USD, men genom att lagra koldioxiden undviks i detta fall Norges skatt på koldioxidemissioner för offshore-anläggningar (för närvarande ungefär 50 USD/tCO 2 ). Avskiljningsprocessen är baserad på konventionella aminlösningar (se Kapitel 3.1.1). En av utmaningarna vid planeringen av anläggningen var att få avskiljningsprocessen så pass kompakt att den rymdes på plattformen, som är belägen mitt i havet. Projektet har varit aktivt sedan 1996 och ungefär 10 Mt CO 2 har hittills injicerats i akvifären. Spridningen av koldioxiden i akvifären har kartlagts i flera olika forskningsprojekt och formationen övervakas kontinuerligt med seismologiska metoder och datorsimulationer. Utsira-formationen har hittills visat sig vara ett exempel på en bra lagringsformation. Den är en speciellt omfattande porös sandformation, som har en areal på 26 000 km 2. Sandformationen ligger på 700-1000 meters djup från havsytan beräknat och dess tjocklek är 200-300 meter. Genast ovanför formationen finns ett 200 meters ogenomträngligt berggrundslager och ovanför detta ytterligare 500 meter av ett finkorningt lager. Man har beräknat att det skulle rymmas 30 Gt CO 2 i Utsira (Chadwick et al. 2007). I Sleipner-projektet räknar man med att injicera ytterligare enbart ca 10 Mt.

22 (41) Figur 12. Principskiss över Sleipner-projektet, där koldioxid avskiljs vid naturgasproduktionen och lagras i Utsira-formationen (IPCC 2005). 5.2 Weyburn-Midale (Nord-Amerika) EnCana och International Energy Agency (IEA) började år 2000 lagra CO 2 i samband med ökad oljeutvinning i oljekällor i Weyburn och Midale, Kanada. Koldioxiden, som är en biprodukt från en kolförgasningsanläggning i North Dakota, USA, fraktas med en 320 km lång rörledning till oljekällorna. Injektion av koldioxid i oljekällorna leder till en ökad oljeproduktion på runt 30 %, eftersom koldioxiden ökar på oljans viskositet. Man räknar med att kunna lagra 30 Mt CO 2 med denna metod under projektets gång (fram till 2011). Parallellt med den kommersiella oljeproduktionsaktiviteten vid fältet utvecklar ett internationellt konsortium effektivare mätnings-, övervaknings-, verifierings- och riskvärderingsmetoder för lagring av koldioxid. 5.3 In Salah (Sahara, Algeriet) I Sonatrachs, BP:s och StatoilHydros projekt i Algeriet avskiljer man också koldioxid i samband med naturgasproduktion på motsvarande sätt som i Sleipner-projektet. Gasfältet i In Salah innehåller 10 % koldioxid. Den avskiljda koldioxiden injiceras 1800 meter under markytan in i en akvifär under gaskällan. Ovanför gaskällan och akvifären finns ett 950- meters lager med slamsten, som fungerar som barriär för koldioxidlagret. När projektet startade 2004 började man med en injektionshastighet på 186 000 t CO 2 i året. Nu är man uppe i 687 000 t och man siktar på att öka injektionen upp till 1,2 Mt i året.

23 (41) 5.4 Snøhvit (Barents hav, Norge) I StatoilHydros senaste projekt avskiljer man koldioxid i samband med produktion av flytande naturgas. Naturgas utvinns ur Snøhvit-fältet med pumpstationer stationerade på havsbottnen. Därifrån fraktas naturgasen 145 km med rörledning till produktionsanläggningen på Melkøya nära Hammerfest. Vid produktionsanläggningen görs naturgasen flytande genom att kyla ned den till -163 C för transport till Europa och USA. Gasen innehåller höga halter av koldioxid som måste separeras innan kondensationen av naturgasen utförs. Kolväten måste också avskiljas från koldioxiden för att hindra förfrysning. En annan rörledning transporterar koldioxiden tillbaka till Snøhvit-fältet, där den injiceras i Tubåens porösa sandstensformation 2500 m under havsbottnen. Produktionen av naturgas startade år 2007 och injiceringen började i april 2008. Målet är att årligen injicera 0,7 Mt CO 2. Övervakning och undersökning av koldioxidens beteende i formationen sker samtidigt i ett projekt finansierat av EU. 5.5 K-12B (Nordsjön, Nederländerna) Från ett gasfält med benämningen K12-B (150 km nordväst om Hollands kust) har naturgas producerats sedan år 1987. Naturgasen innehåller koldioxid, vilken tidigare släpps ut till atmosfären efter att den avskiljts från naturgasen. För några år sedan började man injicera koldioxiden (20 000 t per år) ner i ett nästan uttömt gasfält på 4000 m djup. Målsättningen är att använda koldioxiden till att öka gasproduktionen från fältet. I projektet studerar man förutom lönsamheten för injektionen också möjligheterna att övervaka och verifiera koldioxidens lagring. Projektet finansieras av Gaz de France Production Nederland B.V. och TNO. 5.6 Ketzin (Tyskland) I CO2SINK-projektet studerar man i möjligheten att injicera och lagra koldioxid i en saltvattenakvifär i Ketzin, Tyskland. Man planerar att lagra totalt 60 000 t under två års tid i akvifären som befinner sig på kontinenten väster om Berlin vid 600-800 meters djup under marken. Injektionen påbörjades i juli 2008. 5.7 Schwarze Pumpe (Tyskland) I September 2008 öppnades Vattenfalls pilotkraftverk i Schwarze Pumpe. Kraftverket är på 30 MWth och använder sig av syrgasförbränning för att avskilja koldioxiden. Den avskilda koldioxiden (ca 60 000 t i året) fraktas med tankbilar till Altmark där den lagras i en nästan uttömd gasfyndighet. Syrgaskraftverket är det största av sitt slag hittills, fastän dess termiska effekt är relativt liten för ett kolkraftverk. Kraftverket används till att utveckla syrgasförbränningstekniken och Vattenfall planerar att använda sig av erfarenheterna för att bygga större kraftverk på 250-300 MW under de kommande åren. Man räknar att tekniken skall vara färdig för att bygga kraftverk i full skala (1000 MW) år 2015-2020. Investeringskostnaderna för pilotanläggningen uppgick till 50 miljoner euro och man har planerat att ha det i användning i tre år. 6 Kostnader, prestandakrav och mognadsgrad IPCC (2005) presenterade en tabell för CCS-teknologins mognadsgrad, som ännu är gällande (Tabell 1). Koldioxid avskiljs redan i många kemiska processer och teknologin för koldioxidproduktion är kommersiellt tillgänglig. Likaså är transport av koldioxid samt