Dekarbonisierung der Kohlenutzung in Indien: Rolle der Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung

Das komplexe und ausgefeilte Kohlenetzwerk, das die Energieversorgung und soziale Unterstützung in Indien untermauert, sollte durch CCUS zur Dekarbonisierung ohne größere wirtschaftliche und soziale Störungen ergänzt werden

Dieser Artikel ist Teil der Reihe „Comprehensive Energy Monitor: India and the World“.

Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS) kann als die Abscheidung, Nutzung und sichere Speicherung von Kohlenstoff definiert werden, der andernfalls in die Atmosphäre abgegeben würde oder dort verbleibt. Der Grund für die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung besteht darin, die Nutzung fossiler Brennstoffe zu ermöglichen und gleichzeitig den Ausstoß von Kohlendioxid (CO2) in die Atmosphäre zu reduzieren und so den globalen Klimawandel abzumildern. Die Speicherdauer von CO2 geht über die geschätzten Spitzenzeiten der Nutzung fossiler Brennstoffe hinaus. Wenn also CO2 wieder in die Atmosphäre gelangt, wird dies über den vorhergesagten Höchstwert der atmosphärischen CO2-Konzentration hinaus erfolgen. Auch die Entfernung von CO2 aus der Atmosphäre durch eine erhöhte Aufnahme in Böden und Vegetation (z. B. Aufforstung) oder in den Ozean (z. B. Eisendüngung) ist eine Form der Kohlenstoffbindung durch natürliche Senken.

Die (offizielle) Mehrheitsmeinung in Indien befürwortet die Verwendung. Die Hyperskalenvergasung einheimischer Kohle zusammen mit CCUS wird als Mittel für eine groß angelegte CO2-neutrale Industrialisierung mit inländischer Produktion von Methanol, Ammoniak (Düngemittel), Olefinen, Stahl und Strom angesehen, die auch Indiens Ölproduktion nach ihrer Erschöpfung steigern wird Ölfelder. Chemikalien und Olefine auf Methanolbasis können für Kunststoffe und als Ersatz für Benzin, Diesel und LPG (Flüssiggas) verwendet werden. Mit heimischer Kohle als Ausgangsstoff für die Produktion dieser Chemikalien könnte die indische Wirtschaft möglicherweise Milliarden von Dollar einsparen und durch einen geringeren Rohölimport inländische Aktivitäten und Arbeitsplätze schaffen. Am Rande bestehen gewisse Vorbehalte gegenüber dem Einsatz von CCUS zur Reduzierung der CO2-Emissionen. CCUS wird lediglich als Mittel zur Ausweitung der Nutzung fossiler Brennstoffe, insbesondere der Kohlenutzung in Indien, angesehen, das den Sprung Indiens in die Zukunft mit kohlenstoffarmen Technologien für erneuerbare Energien (RE) wie Solar- und Windenergie verzögern oder sogar verhindern wird. Die CCUS-Technologie gilt als unerprobt, gefährlich (insbesondere im Zusammenhang mit der Speicherung) und teuer.

Mit heimischer Kohle als Ausgangsstoff für die Produktion dieser Chemikalien könnte die indische Wirtschaft möglicherweise Milliarden von Dollar einsparen und durch einen geringeren Rohölimport inländische Aktivitäten und Arbeitsplätze schaffen.

Weltweit bevorzugen selbst die klimasensibelsten Institutionen CCUS als entscheidendes Mittel zur Dekarbonisierung. CCUS ist neben der auf erneuerbaren Energien basierenden Elektrifizierung, Bioenergie und Wasserstoff der Internationalen Energieagentur (IEA) eine der vier Säulen einer CO2-neutralen Welt. Im September 2019 stellte der UN-Exekutivsekretär für Klimaschutz fest, dass „CCUS kein Ziel, sondern ein Übergang von der gegenwärtigen Realität, die von fossilen Brennstoffen abhängt, zu einer klimaneutralen Zukunft bis 2050 ist“.

Indische Kraftwerke sind für den größten Teil der CO2-Emissionen verantwortlich. Erdgas aus Produktionsbohrungen enthält oft einen erheblichen Anteil an CO2, der abgeschieden und gespeichert werden könnte. Andere industrielle Prozesse, die sich für die Kohlenstoffabscheidung eignen, sind die Stahl-, Ammoniak- und Zementherstellung, Fermentation und Wasserstoffproduktion (z. B. bei der Ölraffinierung). Zukünftige Möglichkeiten zur CO2-Abscheidung könnten sich aus der Herstellung von Wasserstoffkraftstoffen aus kohlenstoffreichen Rohstoffen wie Erdgas, Kohle und Biomasse ergeben. Das CO2-Nebenprodukt wäre relativ rein und der Wasserstoff könnte in Brennstoffzellen und anderen auf Wasserstoff basierenden Technologien verwendet werden. Die Entwicklung eines Massenmarkts und einer Infrastruktur für diese neuen Kraftstoffe ist jedoch mit erheblichen Kosten verbunden.

Es gibt viele Vor- und Nachverbrennungsmethoden zur CO2-Abscheidung. Beim chemischen Absorptionsprozess wird CO2 in einem flüssigen Lösungsmittel unter Bildung einer chemisch gebundenen Verbindung absorbiert. Beim Einsatz in einem Kraftwerk zur CO2-Abscheidung wird das Rauchgas (Nachverbrennung) durch das Lösungsmittel in einer gepackten Absorberkolonne geleitet, wobei das Lösungsmittel das CO2 vorzugsweise aus dem Rauchgas entfernt. Anschließend durchläuft das Lösungsmittel eine Regeneratoreinheit, in der das absorbierte CO2 aus dem Lösungsmittel gestrippt wird. Das am häufigsten verwendete Absorptionsmittel zur CO2-Absorption ist Monoethanolamin (MEA). Dabei handelt es sich um die fortschrittlichste und am weitesten verbreitete CO2-Trenntechnik, die derzeit in zahlreichen kleinen und großen Projekten weltweit in den Bereichen Stromerzeugung, Kraftstoffumwandlung und Industrieproduktion eingesetzt wird.

Die physikalische Trennung basiert entweder auf Adsorption (Anhaftung von Atomen, Ionen oder Molekülen aus einem Gas, einer Flüssigkeit oder einem gelösten Feststoff an einer Oberfläche), Absorption, kryogener Trennung oder Dehydrierung und Kompression. Bei der physikalischen Adsorption wird eine feste Oberfläche verwendet, während bei der physikalischen Absorption ein flüssiges Lösungsmittel zum Einsatz kommt. Nach der Aufnahme mittels eines Adsorbens wird CO2 durch Temperatur- oder Druckerhöhung freigesetzt. Diese Methode der CO2-Entfernung wird hauptsächlich bei der Erdgasverarbeitung und der Ethanol-, Methanol- und Wasserstoffproduktion eingesetzt.

Bei der Oxy-Brennstoff-Trennmethode wird ein Brennstoff mit nahezu reinem Sauerstoff verbrannt und anschließend das emittierte CO2 abgeschieden. Da das Rauchgas fast ausschließlich aus CO2 und Wasserdampf besteht, wird letzterer durch Entwässerung entfernt, um einen hochreinen CO2-Strom zu erhalten. Weltweit wurden eine Reihe von Prototypen-/Vordemonstrationsprojekten mit dieser Methode in der kohlebasierten Stromerzeugung und in der Zementproduktion abgeschlossen.

Die Membrantrennmethode basiert auf polymeren oder anorganischen Membranen mit hoher CO2-Selektivität, die CO2 durchlassen, aber als Barrieren fungieren, um die anderen Gase im Gasstrom zurückzuhalten. Membranen zur CO2-Entfernung aus Synthesegas und Biogas sind bereits kommerziell erhältlich, Membranen zur Rauchgasbehandlung befinden sich derzeit in der Entwicklung.

Bei der Oxy-Brennstoff-Trennmethode wird ein Brennstoff mit nahezu reinem Sauerstoff verbrannt und anschließend das emittierte CO2 abgeschieden.

Calcium- und Chemical-Looping-Technologien beinhalten die CO2-Abscheidung bei hoher Temperatur mithilfe von zwei Hauptreaktoren. Beim Calcium-Looping verwendet der erste Reaktor Kalk (Calciumoxid, CaO) als Sorptionsmittel (Material zur Absorption oder Adsorption von Flüssigkeiten oder Gasen), um CO2 aus einem Gasstrom abzufangen und Calciumcarbonat (CaCO3) zu bilden. Anschließend wird das CaCO3 zum zweiten Reaktor transportiert, wo es regeneriert wird, wodurch Kalk und ein reiner CO2-Strom entstehen. Der Kalk wird dann zum ersten Reaktor zurückgeführt. Beim Chemical Looping verwendet der erste Reaktor kleine Metallpartikel (Eisen oder Mangan), um Sauerstoff aus der Luft zu binden und so ein Metalloxid zu bilden, das dann zum zweiten Reaktor transportiert wird, wo es mit Brennstoff reagiert und dabei Energie und einen konzentrierten Strom erzeugt CO2 regeneriert die reduzierte Form des Metalls. Das Metall wird dann zum ersten Reaktor zurückgeführt. Diese Technologie befindet sich im Pilot-/vorkommerziellen Stadium.

Bei der direkten Trennung werden die CO2-Prozessemissionen aus der Zementproduktion durch indirektes Erhitzen des Kalksteins mithilfe eines speziellen Kalzinierungsofens abgeschieden. Diese Technologie entfernt CO2 direkt aus dem Kalkstein, ohne es mit anderen Verbrennungsgasen zu vermischen, wodurch die Energiekosten für die Gastrennung erheblich gesenkt werden. Diese Technologie wird derzeit in Pilotprojekten getestet.

In überkritischen CO2-Kraftwerkszyklen wird überkritisches CO2 (CO2 oberhalb seiner kritischen Temperatur und seines kritischen Drucks) anstelle von Rauchgas oder Dampf zum Antrieb einer oder mehrerer Turbinen verwendet. Überkritische CO2-Turbinen verwenden typischerweise nahezu reinen Sauerstoff zur Verbrennung des Brennstoffs, um ein Rauchgas zu erhalten, das nur aus CO2 und Wasserdampf besteht. Derzeit laufen Prototypen- und Demonstrationsprojekte mit dieser Technologie.

Für den CO₂-Transport sind die beiden Hauptoptionen die Pipeline und das Schiff. Für kurze Distanzen und kleine Mengen kann CO2 jedoch auch per LKW oder Bahn transportiert werden, allerdings zu höheren Kosten. Pipelines sind die kostengünstigste Möglichkeit, CO2 in großen Mengen an Land und je nach Entfernung und Volumen auch auf See zu transportieren. Der Transport von CO2 per Pipeline wird weltweit bereits in großem Maßstab eingesetzt.

Zur Speicherung von CO2 werden in Indien Kohlefelder sowie Öl- und Gasfelder untersucht. Das Potenzial für die Lagerung in Kohlefeldern in Tiefen von mehr als 1.200 Metern wird als recht hoch eingeschätzt. Das Onshore- und Offshore-CO2-Speicherpotenzial in Indien wird auf einen Tiefstwert von 99 Giga-Tonnen (Gt) und einen Höchstwert von 697 Gt geschätzt und befindet sich hauptsächlich in geologischen Formationen wie Kohlefeldern, Öl- und Gasfeldern, Sedimentbecken und salzhaltigen Grundwasserleitern. Das CO2-Speicherpotenzial in Indien beträgt etwas mehr als 1 Prozent des gesamten globalen CO2-Speicherpotenzials. Dies stellt jedoch nicht unbedingt ein Problem dar, da selbst das Speicherpotenzial in Kleinstbehältern die potenziellen CO2-Emissionen Indiens in der Zukunft bei weitem übersteigt. Die gesamten CO2-Emissionen Indiens beliefen sich im Jahr 2021 auf 2,648 Gt, und bis 2050 wird erwartet, dass Indiens CO2-Emissionen gemäß dem erklärten Politikszenario der IEA auf 3,325 Gt ansteigen. Um die von Indien gemachten Zusagen zur CO2-Reduktion zu erfüllen, müssen diese Emissionen auf weniger als 900 Millionen Tonnen sinken

Jede dieser Technologien bringt sowohl energetische als auch wirtschaftliche Nachteile mit sich. Der wirtschaftliche Nachteil von CCUS kann anhand von vier Komponenten betrachtet werden: Trennung, Komprimierung, Transport und Injektion. Diese Kosten hängen von vielen Faktoren ab, darunter der CO2-Quelle, der Transportentfernung sowie der Art und den Eigenschaften des Speicherreservoirs. Die energetischen und wirtschaftlichen Kosten variieren je nach CO2-Abscheidung für die kommerzielle Nutzung oder zur Speicherung.

Der Hauptunterschied zwischen der CO2-Abscheidung für kommerzielle Märkte und der CO2-Abscheidung zur Speicherung besteht in der Rolle der Energie. Im ersteren Fall ist Energie eine Ware, und alles, was uns interessiert, ist ihr Preis. Im letzteren Fall entstehen durch die Nutzung von Energie mehr CO2-Emissionen, und genau das wollen wir vermeiden.

Die gesamten CO2-Emissionen Indiens beliefen sich im Jahr 2021 auf 2,648 Gt, und bis 2050 wird erwartet, dass Indiens CO2-Emissionen gemäß dem erklärten Politikszenario der IEA auf 3,325 Gt ansteigen.

Wir können den Energienachteil berücksichtigen, indem wir die Kosten auf der Basis der vermiedenen CO2-Emissionen berechnen. Aufgrund der zusätzlichen Energie, die zur CO2-Abscheidung erforderlich ist, ist die Menge der vermiedenen CO2-Emissionen immer geringer als die Menge des abgeschiedenen CO2. Daher muss bei der Abscheidung von CO2 zu Speicherzwecken mehr Wert auf die Reduzierung des Energieeinsatzes gelegt werden als bei herkömmlichen kommerziellen Prozessen.

Bei der CO2-Abscheidung für kommerzielle Zwecke wird das abgeschiedene CO2 für verschiedene industrielle und kommerzielle Prozesse verwendet, beispielsweise bei der Herstellung von Harnstoff, Schaumblasen, kohlensäurehaltigen Getränken und der Trockeneisproduktion. Da das abgeschiedene CO2 als kommerzielles Gut genutzt wird, ist der Absorptionsprozess zwar teuer, aber aufgrund des erzielten Preises für das kommerzielle CO2 profitabel.

Nach Angaben der IEA können die Kosten für CCUS je nach CO2-Quelle stark variieren und zwischen 15 und 25 US-Dollar pro Tonne CO2 (tCO2) für industrielle Prozesse liegen, die „reine“ oder hochkonzentrierte CO2-Ströme erzeugen (z. B. Ethanolproduktion oder natürliche). Gasverarbeitung) auf 40–120 US-Dollar/t CO2 für Prozesse mit „verdünnten“ Gasströmen, wie z. B. Zementproduktion und Stromerzeugung. Die direkte CO2-Abscheidung aus der Luft ist derzeit der teuerste Ansatz.

Auch der Transport von CO2 und die Lagerungskosten können von Fall zu Fall stark variieren und hängen vor allem von CO2-Mengen, Transportentfernungen und Lagerbedingungen ab. Die Kosten für den Onshore-Pipelinetransport werden auf 2–14 US-Dollar/tCO2 geschätzt. Derzeit wird geschätzt, dass mehr als die Hälfte der Onshore-Speicherkapazität unter 10 US-Dollar pro Tonne CO2 verfügbar ist. Die Speicherkosten können sogar negativ sein, wenn das CO2 in Ölfelder injiziert (und dort dauerhaft gespeichert) wird, um die Produktion zu steigern und so mehr Einnahmen aus dem Ölverkauf zu generieren.

In Indien sind Schwerindustrien wie die Zement-, Stahl-, Chemie- und Aluminiumherstellung sowie Schwertransporte wie Schifffahrt, LKW und Luftfahrt für mehr als ein Drittel der CO2-Emissionen verantwortlich. Diese CO2-Emissionen gelten als „schwer zu reduzieren“, da es schwierig ist, auf fossilen Brennstoffen basierende Hochtemperatur-Hochdruck-Produktionsprozesse mit kohlenstoffarmem Strom zu reproduzieren. Durch Effizienzsteigerungen und Brennstoffverlagerungen in bestehenden Produktionsverfahren in allen Branchen könnten die Emissionen im Jahr 2050 möglicherweise um etwa 22 Prozent (600 Millionen Tonnen CO2) reduziert werden, verglichen mit einem Szenario ohne Effizienzmaßnahmen. Dies reicht jedoch nicht aus, um eine wesentliche Reduzierung der Emissionen zu erreichen.

Angesichts der Schwierigkeit, Alternativen zu fossilen Brennstoffen in der Schwerindustrie und in einigen Verkehrssektoren zu finden, hat die indische Regierung über das Ministerium für Wissenschaft und Technologie (DST) eine „Mission Innovation Challenge“ für CCUS ins Leben gerufen, um Technologien zu entwickeln, die hohe Kapitalanforderungen erfüllen Kosten, Sicherheit, Logistik und hoher Hilfsstromverbrauch in CCUS, sodass die Emissionen von Wärmekraftwerken und kohlenstoffintensiven Industrien zu vertretbaren Kosten auf nahezu Null reduziert werden können. Das DST startete 2018 gemeinsam mit der Abteilung für Biotechnologie (DBT) eine Initiative zur gemeinsamen Forschung und Entwicklung (F&E) mit den Mitgliedsländern Frankreich, Deutschland, Griechenland, Norwegen, Rumänien, Schweiz, Niederlande, Türkei, Vereinigtes Königreich und Die Vereinigten Staaten sollen bahnbrechende Technologien im Bereich der CO2-Abscheidung, -Trennung, -Speicherung und der CO2-Wertschöpfung identifizieren und priorisieren. Die Accelerating CCS Technologies (ACT)-Initiative des DST zielt darauf ab, Forschung und Entwicklung sowie Innovationen zu erleichtern, die zur Entwicklung sicherer und kostengünstiger CCUS-Technologien führen können. Im Juli 2020 erklärte sich Indien bereit, US-Unterstützung für die Einführung der CCUS-Technologie in Kohlekraftwerken in Indien anzunehmen. Die Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) und die Indian Oil Corporation (IOC) haben sich zusammengetan, um ein CCUS-Projekt in der IOC-Raffinerie Koyali in Gujarat zu starten, bei dem das abgeschiedene CO2 für die verbesserte Ölgewinnung (Enhanced Oil Recovery, EOR) verwendet wird.

Es gibt auch einige private Initiativen. Seit Oktober 2016 betreibt Tuticorin Alkali Chemicals and Fertilizers Limited (TACFL) in Zusammenarbeit mit Carbon Clean, einem in Großbritannien ansässigen Privatunternehmen, die weltweit erste Anlage zur Kohlenstoffabscheidung und -nutzung (CCU) im industriellen Maßstab in der Nähe von Chennai. Die Anlage ist auf einem kohlebetriebenen Kessel installiert und soll 60.000 Tonnen CO2 pro Jahr auffangen und in Soda umwandeln. Das Projekt wird privat finanziert und die Kosten werden auf lediglich 30 US-Dollar/Tonne CO2 geschätzt, viel weniger als die 60–90 US-Dollar/Tonne CO2, die typischerweise im globalen Energiesektor zu beobachten sind.

Die Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) und die Indian Oil Corporation (IOC) haben sich zusammengetan, um ein CCUS-Projekt in der IOC-Raffinerie Koyali in Gujarat zu starten, bei dem das abgeschiedene CO2 für die verbesserte Ölgewinnung (Enhanced Oil Recovery, EOR) verwendet wird.

Nach Ansicht der Befürworter der CCUS-Technologie könnte die Kohlevergasung in Kombination mit CCUS in Indien die CO2-Emissionen um über 90 Prozent reduzieren, Indiens Ölimporte reduzieren und darüber hinaus eine Reihe von Wirtschaftsgütern und Einnahmequellen im Energie- und Kernsektor bieten. Sie heben die CCUS-Investitionen Chinas und der USA hervor.

In China gibt es 55 CCUS-bezogene Richtlinien und rund 40 CCUS-Projekte unterschiedlicher Größe und Entwicklungsstufe. China ist derzeit dabei, integrierte CCUS-Projekte im kommerziellen Maßstab zu demonstrieren. Im Jahr 2022 wurden in China 2 Millionen Tonnen CO2 gespeichert, mit einer jährlichen Abscheidungskapazität von 3 Millionen Tonnen. Abschnitt 45Q des US-Steuergesetzes sieht eine leistungsabhängige Steuergutschrift für Kraftwerke und Industrieanlagen vor, die CO2 auffangen und speichern, das andernfalls in die Atmosphäre emittiert würde. Die Gutschrift ist mit der Installation und Nutzung von Geräten zur Kohlenstoffabscheidung in industriellen Quellen, Gas- oder Kohlekraftwerken oder Anlagen verbunden, die CO2 direkt aus der Atmosphäre entfernen würden. Um die Gutschrift zu erhalten, muss das CO2 in jedem Fall geologisch gespeichert oder als Rohstoff oder Bestandteil von Produkten genutzt werden.

Für Indien ist Kohle nicht nur die primäre Energiequelle, sondern auch eine Einnahmequelle und ein Mittel zur sozialen Unterstützung. Coal India Limited (CIL) bietet Arbeitsplätze für Millionen von Menschen, für die es keine Alternative gibt und auf effiziente Technologie verzichten kann, die die Produktivität und Rentabilität des Unternehmens verbessert. alle Kohlebergbauunternehmen tragen durch Lizenzgebühren und Entwicklungsabgaben zur lokalen Gebietsentwicklung bei; teurer Transport von Kohle, Subventionen für den Schienenpersonenverkehr, der die Armen mit weit entfernten Beschäftigungsmöglichkeiten verbindet; Die Kohleabgabe ist ein wichtiger Teil des GST-Ausgleichsfonds (Güter- und Dienstleistungssteuer), und Kohlebergbauunternehmen zahlen Steuern. Dividenden und andere Einnahmequellen an den Staat. Ironischerweise unterstützt die kohlebasierte Stromerzeugung auch ihren Erzfeind (intermittierende erneuerbare Energien), indem sie bei Bedarf die Kapazität erhöht und so zusätzliche wirtschaftliche und technische Kosten auffängt. Dieses komplexe und ausgefeilte Kohlenetzwerk, das die Energieversorgung und soziale Unterstützung in Indien untermauert, könnte durch CCUS zur Dekarbonisierung ohne größere wirtschaftliche und soziale Störungen ergänzt werden.

Die oben geäußerten Ansichten gehören dem/den Autor(en).