KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2022-23 (2. samling)
KEF Alm.del Bilag 130
Offentligt

1. Fakta: Tekniske potentialer for CO₂-fangst fra punktkilder og

klynger

6. oktober 2021

Dette notat indeholder en analyse og opgørelse af de tekniske potentialer for

fangst af CO₂. Skøn for potentialer baserer sig på et generelt sæt af forudsætninger

og fremskrivninger; primært Energistyrelsens ”Klimastatus og -fremskrivning

2021” (KF21) samt Energistyrelsens og Energinets Teknologikataloger,

jf. boks 1.

Boks 1: Forudsætninger

Klimastatus og -fremskrivning 2021 er en redegørelse for, hvordan Danmarks

drivhusgasudledninger har udviklet sig fra 1990 til 2019, samt en teknisk, faglig

vurdering af, hvordan udledningen af drivhusgasser samt energiforbrug og -pro-

duktion vil udvikle sig frem mod 2030 i et såkaldt ”frozen policy”-scenarie.

”Frozen policy” indebærer, at udviklingen er betinget af et ”politisk fastfrossent”

fravær af nye tiltag på klima- og energiområdet ud over dem, som Folketinget har

besluttet før 1. januar 2021, eller som følger af bindende aftaler. Ændrede mar-

kedsforhold, afgiftsforhold og anden ny politik kan derfor have en væsentlig be-

tydning for vurderingen af det tekniske CO₂-fangstpotentiale - og de økonomiske

beregninger

Til brug for vurderinger af udviklingen på klima- og energiområdet, er der blandt

andet behov for at have kendskab til data for en række teknologier. Data vedrø-

rende tekniske og økonomiske forhold for en række teknologier på klima- og

energiområdet er samlet i teknologikataloger, som offentliggøres løbende af Ener-

gistyrelsen og Energinet. Data i teknologikatalogerne repræsenterer generelle vær-

dier.

Teknologikatalogets forudsætninger kan ikke lægges til grund for konkrete inve-

steringsbeslutninger, da der i konkrete projekter kan være betydelige variationer

fra de i teknologikataloget angivne værdier.

Hovedkonklusioner

- Udledningerne fra potentielle fangstkilder falder fra 2025 til 2040, dette

omfatter især CO2-udledning fra afbrænding af fossile brændsler

- I 2040 vurderes det samlede potentiale for CO

fangst fra punktkilder til

4,5-9 mio. ton årligt, heraf stammer 3,5-6 mio. ton fra biogene kilder.

- De langsigtede (2040) potentialer for CO

-fangst fordeler sig som følger:

1,5-2,5 mio. ton CO

fra affaldsforbrænding, 1-2 mio. tons CO

pr. år fra

el- og fjernvarmeproduktion, 1-3 mio. tons CO

pr. år fra industri og 0,7-

1,3 mio. tons CO

pr. år fra biogasopgradering.

- Hovedparten af potentialet findes omkring de større byer.

- Klyngerne omkring Storkøbenhavn og Aalborg repræsenterer størstedelen

af potentialet i de 5 identificerede klynger

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 2 af 6

Tekniske potentialer for fangst af CO₂ fra punktkilder

Energistyrelsens potentialeskøn for CO

-fangst fra affaldsforbrænding, el- og

fjernvarmeproduktion samt industri er baseret på en afgrænsning til store punkt-

kilder, der udleder mere end 50.000 tons CO₂ årligt

. Dette er gjort ud fra en anta-

gelse om, at fangstomkostninger fra større punktkilder vil være billigere end fangst

fra mindre punktkilder. Dette billede gælder dog ikke for biogasopgraderingsan-

læg, hvor CO

i forvejen udskilles, men p.t. ikke opsamles. Dette gælder ca. 50

større og mindre anlæg, som derfor indgår i punktkildeopgørelsen.

Skønnede fangstpotentialer fordelt på sektorer

Årlige CO

-udledninger, mio. ton per år

Højt skøn Lavt skøn

2025

Affaldsforbrænding

2030

El og fjernvarme

Industri

2040

Biogasopgradering

På denne baggrund skønnes det, at nedenstående udledninger vil være teknisk til-

gængelige til CO

-fangst i 2040.



Affaldsforbrænding: Ca. 1,5-2,5 mio. ton CO

pr. år fra anlæg over 50.000 ton

per år. Heraf vurderes knap 1 mio. ton at kunne komme fra de tre største af-

faldsværker i Storkøbenhavn.



El- og fjernvarmeproduktion: Ca. 1-2 mio. tons CO

pr. år fra anlæg over

50.000 tons per år med driftstider over 2.500 fuldlasttimer per år, hvoraf det

største centrale biomassekraftvarmeværk, Amagerværkets Blok 4 forventes at

udlede op mod 1 mio. tons alene.

Industri: Ca. 1-3 mio. tons CO

pr. år, som for det høje skøn svarer til de for-

ventede udledninger fra Aalborg Portland, ved brug af ledningsgas samt ud-

ledninger fra raffinaderierne i Kalundborg og Fredericia og andre industrielle

udledere over 50.000 ton per år.



Der er for disse punktkilders vedkommende taget højde for, at CO₂-fangstanlæg typisk højst vil kunne opsamle omkring

90 pct. af CO₂-indholdet i røggassen.

Ved opgradering af biogas udskilles CO₂, der udgør 30-40 pct. af biogas, og udledes til atmosfæren inden den opgraderede

biogas (CO₂-fri metan) indfødes i naturgasnettet. For biogasopgradering antages, at 100 pct. af den udskilte CO₂ kan op-

samles.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 3 af 6



Biogasopgradering: ca. 0,7-1,3 mio. tons CO

pr. år, spredt over mange (>50)

mindre punktkilder. Biogasanlæggende medtages, da CO

allerede separeres i

processen til biogasopgradering.

Af Tabel 1 fremgår det tekniske fangstpotentiale for 2030/2040 fordelt på sekto-

rer, kilder og anslået antal omfattede punktkilder.

Der skelnes i opgørelsen mellem biogene udledninger og fossile-/procesudlednin-

ger. Forskellen mellem de to typer består i at fossile- og procesudledninger indgår

i det nationale drivhusgasregnskab, hvor biogene udledninger regnes som klima-

neutrale. Fangst og lagring af fossile- og procesudledninger vil således give reduk-

tioner på det nationale drivhusgasregnskab. Fangst og lagring af biogene udlednin-

ger vil kunne give negative udledninger på drivhusgasregnskabet, mens anvendelse

i fx kulstofholdige PtX brændsler vil kunne reducere udledninger fra transportsek-

toren.

Tabel 1

Fangstpotentiale fra punktkilder for 2040 (mio. ton CO₂/år)

Sektor

Samlet***

Affaldsforbrænding*

El- og fjernvarme*

Industri*

Biogas-opgradering**

I alt

1,5-2,5

1-2

1-3

0,7-1,3

4,5-9

Fangstpotentialer

Heraf fossile –og proces-

udledninger

0-0,5

0,5-2,5

0,5-3

Heraf biogene

1,5-2

1-2

0,5-1

0,7-1,3

4-6

Anm.: *Anlæg med årlige udledninger >50.000 ton CO₂ samt flere end 2.500 årlige fuldlasttimer ** >Små og

spredte kilder. En fjerdedel af potentialet kommer fra endnu ikke opførte anlæg, som ventes opført som

følge af kommende støtteordninger. *** Fossile og biogene andele summer ikke alle til den samlede mængde

pga. afrundinger.

Potentialet for el- og fjernvarmeproduktion er særligt følsomme over for fremtiden for de

biomassefyrede kraftvarmeværker, som forventes delvist udfaset frem mod 2040.

Kilde: Energistyrelsen, ”Klimastatus og -fremskrivning 2021” (KF21) og yderligere beregninger.

Tabellen viser, at det alene er i industrisektoren og affaldsforbrændingen, at der vil

være et grundlag for CO₂-fangst fra fossile kilder.

For el- og fjernvarmesektoren vurderes der alene at være et potentiale for fangst

fra biogene kilder, dvs. fangst af CO₂ fra afbrænding af fast biomasse fx. i form af

træpiller. Potentialet i el- og fjernvarmesektoren er følsomt over for udviklingen

for de biomassefyrede kraftvarmeværker, som der kan være interesse for at udfase

frem mod 2040

Endelig viser tabellen et skøn for antallet af punktkilder, der er omfattet af poten-

tialet. Det skal fremhæves, at størstedelen af potentialet i industrisektoren forven-

tes at være domineret af 3 store virksomheder.

Det fremgår af Klimaaftalen for energi og industri fra juni 2020, at der skal ses på konsekvenserne ved på sigt at begrænse

forbruget af biomasse til el- og varmeproduktion – herunder effekter på forsyningssikkerheden og omkostningerne for for-

brugerne. Der igangsættes en analyse af relevante tiltag og konsekvenserne ved disse.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 4 af 6

Energistyrelsen peger på, at de nedre skøn for særligt el- og fjernvarmesektoren og

i nogen grad affaldssektoren bør tillægges størst vægt, da de høje skøn muligvis

ikke i tilstrækkelig grad tager højde for en udfasning af biomassefyret el- og fjern-

varmeproduktion og faldende affaldsmængder.

Punktkildernes placering

Figur 2

Geografisk spredning af punktkilder for de 4 sektorer i 2040

Anm.: Illustrationen medtager også mindre punktkilder med årlige udledninger under 50.000 ton CO₂ , der ikke er

medtaget i potentialeopgørelsen i Tabel 1.

Kilde: Energistyrelsen

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 5 af 6

De største punktkilder er generelt placeret i nærheden af de største byer og fordelt

ud over hele landet. Det gælder dog ikke biogasanlæggene, der særligt findes i Jyl-

land og på Fyn. Figur 2 viser den geografiske spredning og størrelse af punktkilder

inden for de 4 sektorer i 2040.

De største punktkilder ligger generelt i byer ved vandet

De største punktkilder findes i affaldssektoren, industrien og de store kraftvarme-

værker. Disse ligger i vidt omfang i eller tæt ved de fem største byer i landet, som

alle er havnebyer.

Dermed ligger hovedparten af de store udledere og dermed hovedparten af poten-

tialet i klynger omkring de store byer, hvor koncentrationen af store kilder forven-

tes at kunne bidrage positivt til økonomien i transport, mellemlagring samt lag-

ring/anvendelse. Dette taler for primært at etablere CO2-fangst på de største

punktkilder først. Små og mellemstore udledere kan dog blive særligt interessante,

hvis de ligger tæt på større klynger eller kan organiseres i egne klynger, eller hvis

de ligger i nærheden af anden industri eller lign., som kan tænkes at anvende op-

samlet CO

Placering i store fjernvarmenet muliggør potentielt udnyttelse af overskudsvarme

fra fangstprocessen, hvilket vil kunne bidrage positivt til økonomien i fangstpro-

jektet. Der er behov for fjernvarmenet af en vis størrelse, for at sikre, at disse flek-

sibelt kan aftage de relativt store mængder overskudsvarme, der potentielt kan

være til rådighed fra fangstanlæggene.

Geografiske klynger understøtter en omkostningseffektiv CCS infrastruktur

Energistyrelsen har identificeret 5 klynger omkring Storkøbenhavn, Aarhus, Aal-

borg, Esbjerg og Fredericia.

Figur 4

Illustration af de 5 klynger med skøn over samlet og fossil CO₂-fangstpotentiale (2040). Baseret på tal fra

Energistyrelsen.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 6 af 6

Omkring 70 pct. af det øvre tekniske potentiale for fangst af CO2 stammer fra

punktkilder, der er koncentreret i de fem klynger. Figur 4 illustrerer 2040-potentia-

lerne for hver af de 5 klynger med angivelse af samlet og fossil CO₂-fangstpotenti-

ale. Storkøbenhavn og Aalborg repræsenterer 75 pct. af det samlede fangst poten-

tiale i de 5 klynger.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

2. Fakta: Omkostninger ved CO₂-fangst fra forskellige udledere

6. oktober 2021

Dette notat indeholder en kort analyse og opgørelse af de forventede tekniske

omkostninger ved fangst af CO₂ fra punktkilder. Beskrivelsen tager udgangspunkt

i Energistyrelsens Klimastatus og –Fremskrivning 2021 (KF21). Skønnene skal ta-

ges med forbehold for, at de baserer sig på et såkaldt ”frozen policy scenarie

”, og

der er tale om en teknologi, der kun i begrænset omfang er afprøvet i Danmark

Hovedkonklusioner

- Fangstomkostninger vurderes for størstedelen at være under 800-1000

kr./ton CO₂.

- En stor del af potentialet for affaldsforbrænding har fangstomkostninger

på under 800 kr. pr. t.

- Omkostninger til fangst og lagring af CO₂ fra biogasanlæg har de laveste

tekniske enhedsomkostninger pr. fanget og lagret t. CO₂.

- De billigste enhedsomkostninger i de tre klynger i nærheden af de største

byer findes i klyngerne omkring Aalborg og Storkøbenhavn

Omkostninger til fangst

Figur 1 giver under betydelig usikkerhed et overblik over størrelsen af potentialet

for CO₂-fangst. Skønnene for omkostningerne giver et forsigtigt billede af, hvad

det vil koste at fange CO₂’en. Det er dog ikke givet, at aktørerne vil vælge at ind-

fange CO₂’en, hvis de kunne få dækket de viste omkostninger til fangst og de

yderligere omkostninger forbundet med lagring af CO₂’en.

Affaldsforbrændings- og biogas-opgraderingsanlæg vurderes at være de billigste

kilder til CO₂-fangst i 2040,

jf. figur 1.

Figuren viser, at der er et fangstpotentiale på

op til knap 3 mio. ton CO₂ årligt fra disse kilder og ved fangstomkostning under

600 kr./t. CO₂. Ved fangstomkostninger, der er omkring 1.000 kr./t. CO₂, vil de

fleste industrianlæg samt el- og fjernvarmeproducenter være omfattet af potentia-

let.

Affaldsforbrændings- og biogasopgraderingsanlæg er samtidig sektorer, som for-

ventes at ville være tilstede mange år ud i fremtiden. Der er dermed relativ stor

sikkerhed for de langsigtede udledninger fra sektorerne frem mod 2040. Lange af-

skrivningstider er afgørende for enhedsomkostninger til fangst af CO₂ på de en-

kelte anlæg på grund af høje investeringsomkostninger ved etablering af fangstan-

læg.

Punktkilder inden for industri er udsat for global markedskonkurrence, der typisk

giver anledning til, at man anlægger en relativt kort investeringshorisont, dvs. et

højere krav om forrentning. For biomassebaserede el- og fjernvarmeproducenter

”Frozen Policy” indebærer, at udviklingen er betinget af et ”politisk fastfrossent” fravær af nye tiltag på

klima-, og energiområdet ud over dem, som Folketinget har besluttet før 1. januar 2021 eller som følge af bin-

dende aftaler.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 2 af 3

gælder tilsvarende, at planlægningen af nye investeringer sker under relativ stor

usikkerhed fsva. markedsudviklingen og politiske beslutninger for fast biomasse til

energiformål. Dette kan ligeledes gøre sig gældende for affaldsværkerne, der står

over for en konkurenceudsættelse.

Figur1

Fordeling af det øvre tekniske fangstpotentiale i 2040 på sektorer og udledninger for tre niveauer af

øvre tekniske enhedsomkostninger til fangst ekskl. transport og lagring (2020-pl)

Kilde: Energistyrelsen

Anm.: Enhedsomkostningsniveauer omfatter alene omkostninger til CO₂-fangst. Tekniske enhedsomkostninger

omfatter omkostninger til både investering og drift, dog før betydning for evt. energi- og CO₂-afgifter.

Store forskelle på tekniske omkostninger ved CO₂-fangst og lagring i klynger

For at vise de samlede omkostninger forbundet med fangst, transport og lagring

af CO₂, har Energistyrelsen udarbejdet en række regneeksempler på omkostninger

for de 3 største klyngepotentialer: Storkøbenhavn, Aalborg og Aarhus. De tekni-

ske enhedsomkostninger fremgår af

tabel 1.

Dertil fremlægges regneeksempler på

omkostninger for de 20 største biogas-opgraderingsanlæg.

Omkostningerne ved at fange, transportere og lagre CO₂ fra de 20 største biogas-

anlæg udgør omkring 440 kr./ton CO₂

, mens omkostningerne for klyngerne i fx

Aalborg og Storkøbenhavn udgør omkring 1.000-1.200 kr./ton CO₂,

jf. tabel 1.

Energistyrelsen vurderer, at omkostninger kan vise sig at ligge mellem 20 pct. un-

der og 50 pct. over disse centrale skøn. De tekniske omkostninger for de enkelte

anlæg kan adskilles sig fra omkostningerne for de samlede omkostninger for klyn-

gerne.

Det bemærkes, at denne CO

er meget interessant i forhold til PtX, og der er vurderes at være udsigt til et

marked for CCU/PtX på sigt, der er baseret på CO₂ fra særligt biogas.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 3 af 3

Tabel 1

Regneeksempler for samlede tekniske omkostninger til fangst, transport og lagring for udvalgte

klynger før evt. sparede udgifter til ETS-kvoter og afgifter

Klynge

Teknisk enhedsomkost-

ning kr. pr. ton CO₂

Storkøbenhavn

1.220 (980-1.820)

Aalborg

970 (760-1.440)

Aarhus

1.760 (1.360-2.560)

20 største biogas-

anlæg

440 (360-660)

Kilde: Energistyrelsen.

Anm: De angivne enhedsomkostninger er regneeksempler forbundet med usikkerhed.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

3. Fakta: Omkostninger ved transport og mellemlagre til CO₂

6. oktober 2021

Dette notat indeholder en kort analyse af transportmuligheder for CO₂ og de om-

kostninger, der er forbundet hermed. Herudover indeholder notatet korte analyser

om faciliteter til at mellemlagre CO₂.

Hovedkonklusioner

- Ved transport af store mængder CO₂ over store afstande falder enheds-

omkostningerne pr. ton CO₂ pr. km.

- Lastvognstransport er en dyrere løsning både over korte og lange afstande

sammenlignet med andre transportmidler. Enhedsomkostningerne pr. ton

CO₂ pr. km falder dog over længere afstande, da omkostningerne til mel-

lemlager skal afholdes uanset transportafstanden.

- For rørtransport vil enhedsomkostningerne pr. km. være tilnærmelsesvis

de samme uanset transportafstanden. Rørtransport offshore vil være billi-

gere end skibstransport ved afstande på mindre end 200-300 km.

Transportmuligheder

CO₂ kan transporteres som gas i forbindelse med rør eller i flydende form med

enten rørtransport, skib, lastvogn eller tog. Da punktkilder og jernbanenet i Dan-

mark kun i begrænset udstrækning er forbundet, behandles tog-løsningen ikke

nærmere. Både transport med lastbil og skib er fleksible transportløsninger, der vil

kunne benyttes til andet formål eller ændre rute i tilfælde af, at behovet for trans-

port af CO₂-ændrer sig. Omvendt ligger en rørledning fast fra punktkilde til lager,

når den først er etableret.

Valg af transportform afhænger desuden af placeringen af punktkilde og lager.

Hvis punktkilden ikke er placeret kystnært, men lageret er offshore, vil der fx være

behov for både transport på land og til havs.

Omkostninger ved forskellige transportløsninger

Figur 1 viser de forventede omkostninger ved forskellige transportløsninger ved

forskellige transportafstande og -mængder. Af figuren fremgår det, at rørtransport

af CO₂’en fra et fangstanlæg til en CO₂-terminal på land generelt vil være mere

omkostningseffektiv end lastbilstransport, hvilket skyldes lavere driftsomkostnin-

ger ved rørføring. Fx vil omkostningen ved en transportafstand på 100 km på land

være 130 kr./ton CO₂ for lastvogntransport og 10-30 kr./ton CO₂ ved rørtrans-

port. Transport med lastvogn er en fleksibel løsning og kan være anvendelig som

en midlertidig løsning. Transport med lastvogn kan desuden være billigere end

rørtransport ved små mængder og over kortere afstande i byer, hvor anlægsom-

kostningerne ved rør er højere.

Rørtransport bliver billigere pr. ton CO₂ pr. km, hvis det bliver dimensioneret ef-

ter at transportere en større mængde. Enhedsomkostningerne ved lastvognstrans-

port afhænger hovedsageligt af afstanden.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 2 af 3

Figur 1

Forventede omkostninger pr. ton CO₂ over transportafstande for forskellige transportformer offshore (til havs) og onshore (på

land) ved årlige mængder mellem 1,0 og 5,0 mio. ton CO₂ (kr./ton CO₂/km). Enhedsomkostninger er lavere ved højere årlige

mængder.

Onshore

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

100

Rør Onshore (1 MTA)

Lastvogn inkl. mellemlager

Offshore

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

300

500

Rør Onshore (5 MTA)

1000

100

Rør Offshore

200

300

500

1000

Skib inkl. terminal (5 MTA)

Skib inkl. terminal (1 MTA)

Kilde: Energistyrelsen

Anm.:Baseret på forudsætninger fra Teknologikataloget og inkluderer kun ny etablering dsvs. ikke retrofitting af skibe eller genbrug af eksisterende

rørledninger. Der er anvendt en forrentning ved beregning af enhedsomkostninger på 3,5%.

Det fremgår endvidere, at skibstransport er mere omkostningseffektiv end rør-

transport offshore ved afstande over 300 km, hvilket blandt andet skyldes skibes

effektivitet over lange afstande, og at omkostningerne forbundet med en CO

-te-

minal ifm. skibstransport vil skulle afholdes uanset transportmængde og afstand.

Fx vil omkostningen ved en transportafstand til havs på 300 km være 30-60

kr./ton CO₂ for skibstransport og 60 kr./ton CO₂ ved rørtransport. Til sammen-

ligning er sejladsafstanden fra København til Nordsøen ca. 600 km. Jo større

mængder CO₂ skibene dimensioneres til at transportere, des billigere bliver en-

hedsomkostningerne for at transportere ét ton CO₂ én km. Forskellene i enheds-

omkostningerne mellem skibstransport og rørtransport er beskedne over længere

afstande. Skibstransport er imidlertid fleksibel og kan omdirigeres til andre lagre

eller ombygges til andre formål end CO₂-transport, hvis behovet ændrer sig.

Omkostninger til mellemlagre

Afhængig af transportform kan det være nødvendigt at etablere et eller flere mel-

lemlagre.

I en transportkæde med lastvogn er det nødvendigt med et mellemlager, hvorfra

flydende CO

påfyldes lastvognen. Da en lastvogn typisk transporterer mindre

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 3 af 3

mængder CO

ved hyppige intervaller, vil det være tilstrækkeligt med mindre mel-

lemlagre ved punktkilderne, hvorfor omkostninger til mellemlager ved fangstan-

lægget udgør en lille del af de samlede transportomkostninger.

Ved skibstransport påfyldes flydende CO

fra et mellemlager på en havneterminal.

Sammenlignet med transport med lastvogn vil omkostningerne til et mellemlager

udgøre en større del af de samlede omkostninger for skibstransport, da skibe

transporterer større volumener CO₂ ved en lavere hyppighed. Dermed er der be-

hov for etablering af større mellemlagre for denne type transport.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

4. Fakta: Danske og internationale CCS-projekter

6. oktober 2021

Dette notat giver et overblik over igangværende danske,

jf. boks 1-3

og internatio-

nale erfaringer med CCS,

jf. boks 4.

Med CCS-projekter tænkes der både på fangst-

anlæg og geologiske lagringskomplekser.

Boks 1

Danske CO

-fangstprojekter

Amager Ressource Center

– ARC har installeret et mindre pilotanlæg til CO

fangst i maj 2021. Pilotanlægget er på

størrelse med en 30 fods container og kan fange 6 kg CO

i timen, men til gengæld er det meget fleksibelt, og det kan

køre uden at det påvirker driften. Pilotanlægget skal teste, om det kan lykkes at lave CO

-fangst uden energitab (net-

zero-energy). Hvis dette er muligt, fortsætter projektet med installation af et demonstrationsanlæg i slutningen af

2022, der skal køre som forsøg i 2023. Demonstrationsanlægget får en kapacitet på 500 kg CO

i timen og minder om

et fuldskalaanlæg, men bygges uden en dyr varmepumpe. Ideen er, at demonstrationsanlægget skal give viden og

erfaringer i forhold til drift og vedligehold. Både pilot og fuldskalaanlæg bygges med støtte fra Energiteknologiske Ud-

viklings- og Demonstrationsprogram (EUDP). Hvis demonstrationsprojektet er succesfuld og det økonomiske grund-

lag er på plads, vil ARC i 2025 kunne bygge et fuldskalaanlæg, der årligt kan indfange op mod 450.000 tons CO

Vestforbrænding

- Vestforbrænding (Glostrup) har arbejdet med CO

-fangst i flere år. Man forventer en fangstrate på

mindst 85 pct., hvilket vil give en reduktion på over 450.000 tons CO

årligt. Med nødvendige grundvilkår (aftagning af

og økonomiske rammer) på plads, forventer Vestforbrænding at kunne implementere sin fuldskala CO

-fangst

inden 2030.

C4: Carbon Capture Cluster Copenhagen

– En sammenslutning af energi- og forsyningsselskaber omkring Køben-

havn har i februar 2021 etableret et klyngesamarbejde, som menes tilsammen at kunne indfange 3 mio. tons om året

fra 2030. Ud over fangst-siden har selskaberne også et mål om at finde omkostningseffektive løsninger på infrastruk-

tursiden, såsom transport af CO

fra fangstoperatørerne. Som udgangspunkt får C4-klyngen dog i første omgang fo-

kus på at udveksle erfaringer for at skabe et solidt videns-grundlag, der gerne skal føre til konkrete fælles løsninger på

længere sigt. Konsortiet består af Ørsted, ARC, Hofor, Vestforbrænding, Argo, Biofos, Copenhagen Malmö Port, CTR

og Veks.

Ammongas/Thisted Kraftvarmeværk

- Ammongas A/S er et dansk selskab som etablerer anlæg, som kan rense

ud af f.eks. biogas og har opsat et pilot CO

-fangstanlæg på Thisted kraftvarmeværk. Anlægget har en kapacitet

på ca. 10 pct. af det affaldsbaserede kraftvarmeværks totale udledning af CO

(ca. 55.000 tons CO

om året). Thisted

kraftvarmeværk har etableret det lille CO

-renseanlæg på røggas fra deres affaldsforbrænding for 200.000 kroner.

Ammongas har stillet CO

-renseanlægget, som er i containerstørrelse, gratis til rådighed for Thisted Kraftvarmeværk,

og de 200.000 kroner dækker værkets udgifter til strøm, kølevand og rørføring fra skorstenen og hen til renseanlæg-

get. Ammongas har 20 opgraderingsanlæg til biogas stående rundt om i landet, som hvert år tilsammen renser en

halv million ton CO

ud af biogassen.

Århus

– Århus Kommunes Teknik og Miljø ser udviklingen af Energiparker, herunder CCUS i Aarhus som et stort

potentiale for CO

reduktion og grønne arbejdspladser. Teknik og Miljø arbejder sammen med AffaldVarme Aarhus og

Ørsted på at etablere et konsortium og CCU/CCS demonstrationsprojekter ved Studstrup og/eller Lisbjerg.

Ålborg Portland & Greencem

– Med en støtte på knap 7 mio. kr. fra EUDP og et samlet budget på 11 mio. kr. vil

Aalborg Portland sammen med en række partnere i GreenCem-projektet afdække de tekniske og økonomiske vilkår

for CCUS med afsæt i cementproduktionen i Aalborg. Hovedmålet med GreenCem er at identificere den mest lovende

teknologi og udvikle et integreret CO

-fangstanlæg, der er unikt tilpasset procesbetingelserne på Aalborg Portlands

fabrik, så man kan opnå de lavest mulige omkostninger til CO

-fangst. Projektet vil derudover undersøge både et

-lagringsspor og et CO

-udnyttelsesspor, som vil omfatte livscyklusanalyser og forståelse af de tekniske, økono-

miske og bæredygtige aspekter af de mulige løsninger. Projektet er stilet mod at opnå et teknisk og økonomisk beslut-

ningsgrundlag for Aalborg Portland og projektpartnerne i forhold til videre skridt med et stort demonstrationsprojekt og

på sigt et storskalaanlæg, herunder behovet for støtte og finansiering. Flere af parterne bag GreenCem er også part-

nere i det nordjyske projekt Green Hub Denmark, der har en ambition om at gøre Nordjylland til den førende danske

region inden for grønne løsninger.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 2 Of 4

Ørsted

– Ørsted ser CCUS som en mulighed, men har ikke defineret det som en strategisk satsning på samme måde,

som de har gjort med f.eks. grøn brint. Energistyrelsen forventer at Ørsted vil fokusere på fangst af biogen CO

med

henblik på anvendelse ved at indgå i strategiske partnerskaber i områder med Ørsted tilstedeværelse (København,

Aarhus og Trekantsområdet). Energistyrelsen har kendskab til, at Ørsted har CCUS projekter, primært med fokus på

fangst af biogen CO

, i den tidlige udviklingsfase, på flere af deres anlæg. Energistyrelsen vurderer at enkelte, mindre

-fangstprojekter under de rette omstændigheder kan etableres midt i 2020’erne.

Pentair Union Engineering

– Pentair Union Engineering er et dansk ingeniørfirma, der er specialiseret i bæredygtige

teknologier til opsamling, genvinding og rensning af CO

. Deres hovedaktiviteter relaterer sig til konstruktion og vedli-

geholdelse af modulære og individuelt designede CO

-anlæg. Pentair Union Engineering har leveret ca. 1.000 CO

anlæg gennem de sidste 40 år, installationer i 110 lande, som leverer vi CO

-løsninger til en række forskellige indu-

strier rundt om i verden.

Boks 2

Danske CO

-lagringsprojekter

Greensand

- Projekt Greensand er et konsortium med INEOS Denmark som leder og med Wintershall Dea, Maersk

Drilling og GEUS som partnere. Ambitionen er at kunne tilbyde CO

lagerkapacitet i feltet Nini Vest fra 2025 i størrel-

sesordenen 0,5 mio. ton CO

om året. Greensand ansøgte i 2020 om midler gennem EUDP til et pilotprojekt i udviklin-

gen af lager-kapacitet. Projektet fik tildelt 9,6 mio. kroner til at undersøge, om reservoiret og infrastrukturen på Nini-

feltet egner sig til CO

-lagring. I november 2020 opnåede Greensand en DNV GL certificering af projektet. Pilotprojek-

tet afsluttes i september 2021. INEOS håber at kunne gå videre med en demonstrationsfase fra 2022 – men er af-

hængig af finansiel støtte hertil og forventes at søge CO

-lagringspuljen fra Nordsøaftalen.

De nærliggende olie- og gasfelter Nini Øst, Cecilie og Siri består af samme type undergrund som Nini Vest, så det

forventes, at det fulde potentiale for CO

lagring i området kan komme op på 3,5 mio. tons CO

om året (fra 2028) hvis

pilot- og demonstrationsprojekterne er succesfulde.

TotalEnergies

– Direktøren for TotalEnergies Danmark har udtalt til Energiwatch, at TotalEnergies ser på muligheder

for at udvikle CO

-lagringskapacitet i modne olie/gas felter i den danske del af Nordsøen. I september 2021 er TotalE-

nergies og deres partnere i Dansk Undergrunds Consortium (DUC) gået sammen med Ørsted og DTU for at modne

Projekt Bifrost; CO

-transport og lagring i DUC’s Harald-felt i den Danske Nordsø med en forventet lagringskapacitet

ved opstart på 3 millioner tons CO

årligt (m/t per år). Det nyoprettede CCS-partnerskab har ansøgt om midler ved

Det Energiteknologiske Udviklings- og Demonstrationsprogram (EUDP), med det formål at udvikle og udvælge trans-

port- og lagringskonceptet for Projekt Bifrost. Projektet sigter mod at genbruge eksisterende infrastruktur i Nordsøen

og samtidig demonstrere CO

-lagring i et udtømt offshore-gasfelt.

I interviewet kommer det frem, at TotalEnergies netop nu ser på fire forskellige projekter fordelt over hele kontinentet.

Foruden Northern Lights i Norge– hvor TotalEnergies indgår med Shell og Equinor, er de engageret i projektet Aramis

i Holland. Her planlægger Total sammen med Shell at omdanne udtjente gasfelter til CO

-lagringskomplekser. Desu-

den er Total gået sammen med BP om et britisk CCUS-projekt for at indfange CO

fra gaskraftværker og lokale indu-

strivirksomheder. Det projekt hedder Net Zero Teeside.

Boks 3

Danske CO

-teknologiudviklingsprojekter

Ocean Team

- Virksomheden Ocean Team i Esbjerg råder over et nyt, selvdesignet anlæg, hvor CCS-teknologi skal

testes. Anlægget består af et testkammer, hvor man kan simulere de temperaturer og tryk, der findes i gas- og olie-

produktionsbrønde. På den måde kan man finde ud af om udtjente reservoirer i Nordsøen kan anvendes til lagring af

. Det skal blandt andet testes, hvilken type af stål, der bedst kan holde til forholdene i brøndene. Anlægget er byg-

get af Ocean Team i samarbejde med Ineos og Maersk Drilling. Det har modtaget medfinansiering fra forskningscen-

teret Danish Hydrocarbon Research and Technology Centre (DHRTC).

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 3 Of 4

DTU

– DTU har udviklet et mobilt CO

-fangstanlæg, som for første gang er koblet til et fungerende biogasanlæg -

Mølleåværket i Lyngby. Her skal DTU’s mobile CO

-fangstanlæg i løbet af de næste par måneder vise, om det kan

lade sig gøre at opgradere gassen på en energibesparende måde, så det kan betale sig at bruge den til andet end

opvarmning. Dette er blot første step for demonstrationsanlægget, der i løbet af de næste år skal afprøves i forskellige

sammenhænge. Det vil blandt andet blive koblet til et fynsk gårdanlæg, ARC og derefter sandsynligvis Aalborg Port-

land. Det forventes, at DTUs samarbejdspartner Pentair Union Engineering kan forretningsudvikle på baggrund af

projektet.

Melsing og EMS

- I et nyt strategisk partnerskab satser ingeniørfirmaet Melsing og energiselskabet EMS, som speci-

aliserer sig i stålkonstruktioner, på at jage såvel vind- som olie/gas-, CCS- og PtX-projekter. Partnerskabet er p.t. en-

gageret i to unavngivne CCS-projekter, som handler om testfaciliteter og måling.

Boks 4

Internationale erfaringer med CCS

Muligheden for at opføre kulstoffangstanlæg har fået fornyet opmærksomhed i lyset af øgede ambitioner for reduktio-

ner af drivhusgasser i en række europæiske lande, herunder Storbritannien, Holland og Sverige og i EU generelt. Der

er i dag 28 kommercielle CCS faciliteter i drift i dag. Anlæggene til CO

-fangst er hovedsageligt placeret i USA (14),

Canada (4), Kina (3) og Norge (2), de resterende er placeret i Qatar, Australien, Saudi Arabien, Brasilien og de For-

enede Arabiske Emirater. 23 af anlæggene i drift sælger den indfangne CO

til olie- og gasindustrien, som udnytter

’en til at indvinde mere olie og gas fra undergrunden ved en metode kaldet ’Enhanced Oil Recovery’ – EOR.

Norge har siden 1990’erne været en stor internationale trækkraft for CO

-fangst og -lagring som en teknologi til at re-

ducere CO

udslip fra store punktkilder uden EOR. Der er pt. to steder i Norge, hvor der injiceres og lagres CO

(Sleipner og Snøhvit), og et nyt storskala CCS-projekt er under udvikling (Langskip/Northern Lights). De to norske

CCS-projekter, Sleipner (start 1996) og Snøhvit (2008), har en årlig kapacitet på henholdsvis 1 mio. ton og 0,7 mio.

ton og er relateret til produktion af naturgas, men ikke EOR.

Langskip/Northern Lights projektet er baseret på opsamling af CO

, indfanget fra cementanlægget Norcem i Pors-

grunn på den norske sydkyst og formentlig (afhængig af EU støtte) fra affalds-varmeanlægget Fortum Oslo Varme.

Den indfangede CO

opsamles i midlertidige lagre ved de to anlæg og transporteres herefter med skib til et modtage-

anlæg beliggende på den norske vestkyst i nærheden af Bergen. Herefter transporteres CO

via en 110 km lang rør-

ledning på havbunden til lagring i et sandstenslag ca. 3000 meter under havbunden. Langskib/Northern Lights projek-

terer med at kunne modtage CO

fra internationale kunder og samarbejder blandt andet med to svenske CO

-fangst-

projekter om lagring i Norge. Projektet er sanktioneret og i udbygning. Lagret forventes at være i drift fra midt 2024,

med en lagringskapacitet på 1,5 mio tons CO

per år. Partnerne i Northern Light har truffet beslutning om en udvi-

delse af lagringskapaciteten.

Det første lagringsprojekt, hvor CO

udskilles fra et kraftværk, blev taget i drift i 2014 i Canada (Boundary Dam), kon-

struktionen af projektet begyndte i 2011. I dag kan der indfanges op til 1 mio. ton årligt fra kulkraftværket, hvor en del

af CO

benyttes til EOR og andet lagres i undergrunden. I 2016 blev det første storskala CCS-projekt inden for jern-

og stålindustrien taget i drift i Forenede Arabiske Emirater (Abu Dhabi CCS). Projektet har været under konstruktion i

fire år, og skal indfange op til 0,8 mio. ton CO

om året. CO

’en benyttes efterfølgende til EOR.

Det største CCS anlæg i drift, der er dedikeret udelukkende til geologisk lagring af CO

’en, og dermed ikke benytter

EOR, er Gorgon Carbon Capture Injection i Australien. Projektet forventes at kunne lagre 3,3-4,0 mio. ton CO

årligt

ved fuld kapacitet. I projektet indfanges CO

, fra naturgasproduktion og efterfølgende lagres CO

’en ca. 2 km under

øen Barrow Island ud for den australske vestkyst. De første screeninger af området begyndte i 1998, i 2009 tog man

den endelige investeringsbeslutning, og udviklingen af projektet blev afsluttet i 2019, hvor den første CO

blev injice-

ret. Den forventede levetid for projektet er 40-45 år.

-fangstanlægget på Illinois Industrial fra 2017 er det eneste af de amerikanske projekter, som er dedikeret til de-

poni af CO

. Den indfangne CO

er et biprodukt fra fremstilling af etanol fra majs via en fermenteringsproces. Anlæg-

get har været I drift siden 2017 og har en årlig fangstkapacitet på 1 mio. ton CO₂.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

Side 4 Of 4

Der kan være store forskelle på, hvor lang tid det tager, at etablere et fangstanlæg. En kortlægning fra 2016 med flere

store demonstrationsprojekter viser, at det tager i gennemsnit 6,5 år, at færdiggøre et stort CCS-fangstanlæg på en

eksisterende punktkilde. De hurtigste projekter blev færdige på ca. 4 år.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Teknologier til CO2-fangst og deres potentiale

August 2021

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Teknologier til CO

-fangst og deres potentiale

Indhold

1. Indledning og konklusion ......................................................................................................................... 1

2. Afgrænsning og læsevejledning ............................................................................................................... 2

3. Hvilke teknologier til CO

-fangst findes i dag? ......................................................................................... 4

3.1. Gasificering ........................................................................................................................................ 4

3.2. Iltberiget forbrænding (Oxy-fuel) ...................................................................................................... 5

3.3. Amin-absorbtion................................................................................................................................ 6

3.4. Kemiske forbedringer af absorbtionsteknologien ............................................................................. 8

3.5 Biologiske metoder............................................................................................................................. 9

3.6 Membran-løsninger.......................................................................................................................... 10

3.7 Adsorbtion ........................................................................................................................................ 11

3.8 Indlejring (solid looping) ................................................................................................................... 11

3.9 Integreret fangst (inherent capture) ................................................................................................ 12

3.10 Kryogene metoder.......................................................................................................................... 13

3.11 Strømteknologier............................................................................................................................ 13

3.12 Udnyttelse af overskudsvarmen..................................................................................................... 14

4. Lovende forsøg med Carbon Capture i Danmark ................................................................................... 14

4.1 Lovende forsøg med inkrementelle forbedringer af amin-scrubningsprocessen ............................ 15

4.1.1 BE - Biogasopgradering for højrent CO2. .................................................................................. 15

4.1.2 Carbon Anhydrase ..................................................................................................................... 15

4.1.3 DTU deltager i et internationalt, fransk ledet 3D-projekt ......................................................... 15

4.1.4 GreenCem.................................................................................................................................. 15

4.1.5 Pilot-kolonne til studier af absorbtion i væskeformige medier ................................................ 16

4.1.6 Anlæg på KraftVarmeVærk Thisted - KVVV ............................................................................... 16

4.1.7 Andre anlæg .............................................................................................................................. 16

4.2 Lovende forsøg med anvendelse af metoder, der adskiller sig væsentligt fra amin-scrubning ...... 16

4.2.1 BE Biogas Electric Cleaning ........................................................................................................ 16

4.2.2 Kryogen kulstofindfangning ...................................................................................................... 17

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

4.2.3 Interact ...................................................................................................................................... 17

4.2.4 Green CC .................................................................................................................................... 17

4.2.5 Carbonate Looping i cementindustri ......................................................................................... 17

5. Demonstrationsanlæg til Carbon Capture i Danmark ............................................................................ 17

5.1 Et mobilt CO

fangstanlæg etableret i et samarbejde mellem DTU og Union Engineering ............. 17

5.2 Net Zero Carbon Capture på ARC (Amager Ressource Center) ........................................................ 18

6. Danske Carbon Capture anlæg med anlægsstøtte ................................................................................. 18

6.1 Indledning ......................................................................................................................................... 18

6.2 Amager Ressource Center ................................................................................................................ 18

6.3 C4: Carbon Capture Cluster Copenhagen......................................................................................... 18

6.4 Århus ................................................................................................................................................ 19

7. Kommende projekter med dansk involvering ........................................................................................ 19

8. Erfaringer fra andre lande ...................................................................................................................... 19

9. Fangstomkostningerne i Danmark ......................................................................................................... 21

10. En samlet vurdering af støttebehov og udviklingsmuligheder............................................................. 22

Bilag: interviewpersoner ............................................................................................................................ 23

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Teknologier til CO

-fangst og deres potentiale

1. Indledning og konklusion

For at vurdere mulighederne for at udbrede CCS - Carbon Capture and Storage, dvs. fangst og

lagring af CO

- gennemføres i dette notat en vurdering af de teknologier på området, som

danske videninstitutioner og virksomheder har installeret eller arbejder med. Formålet hermed

er dels at vurdere mulighederne for med eksisterende teknologi at gennemføre CCS, dels at

vurdere mulighederne for at fremme udviklingen af teknologier, der kan reducere

omkostningerne pr ton CO

, der fanges og lagres.

Som en fast skabelon ved denne vurdering, som også vil blive anvendt på andre

teknologiområder, vil det blive søgt at dele vurderingen op i 4 dele. Det er kortlægninger af:

succesfulde laboratorieforsøg, der er gennemført i Danmark på området

pilotforsøg og demonstrationsanlæg i storskala, eller 1:1

produktionsanlæg, der modtager offentlig støtte

innovationssamarbejder, der sigter mod at nedbringe omkostningerne, så aktiviteten

(her: CCS) kan gennemføres uden støtte.

I første omgang vil kortlægningen kun omfatte teknologier, der kan fremme og effektivisere

-fangst. Det skyldes, at meget tyder på, at det er her, det største innovationsbehov

foreligger i forhold til hele CCS værdi-kæden. Det er bestemt også afgørende at nedbringe

omkostningerne til transport og lagring af CO

, og her er også vigtige innovationsudfordringer,

men disse vurderes dog i højere grad at være et offentligt planlægningsproblem, hvor

infrastrukturen skal tilrettelægges under hensyn til samfundsøkonomien mv.

Ud over at kortlægge teknologierne og deres udviklingsmuligheder vil denne analyse også

vurdere teknologierne

økonomisk

- dvs. deres omkostninger og mulighederne for at nedbringe

disse i de kommende år.

I kortlægningen er interviewet en række personer, der er angivet i bilaget - under løfte om, at

deres vurderinger ikke blev videregivet. Alle vurderinger i dette notat er derfor vores, men

interviewpersonerne har fået notatet i høring og har haft mulighed for at komme med

korrektion og rettelser på de områder, hvor de har bidraget.

Det generelle formål med denne type teknologikortlægninger er at skabe grundlag for

implementeringsplaner for teknologier, der kan løse klimaproblemerne. Det bør omfatte skøn

for nødvendige forsknings- og innovationspolitiske tiltag (bevillinger til forskning,

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

innovationsprogrammer, testfaciliteter mv.). Det bør også omfatte en vurdering af, om

teknologierne på området er parate til innovative udbud (fx i form af innovationspartnerskaber

eller konkurrencepræget dialog).

En implementeringsplan for en teknologi, der skal løse en klimaudfordring inden for det næste

tiår, bør være baseret på oplysninger, der kan besvare to spørgsmål:



Hvilke virkemidler (herunder yderligere F&U, afprøvninger, tilskud, afgifter, infrastruktur

og tiltag hos leverandører eller aftagere) er nødvendige for at løsningen kan bringes på

markedet?

Hvornår kan løsningen være på markedet, og hvor meget kan den bidrage til at reducere

udledningen af CO2e?



Konklusionen på disse spørgsmål, som behandles i dette notat, er:



Vi vurderer, at der er et potentiale for at nedbringe anlægsomkostningerne til CC-anlæg

med 20 pct. i løbet af de kommende 5 år, primært som følge af skalering, mere

konkurrence og læring

Vi vurderer, at yderligere forskning og test vil kunne reducere driftsomkostningerne

forbundet med CC med mindst 20 pct. i løbet af de kommende 5 år

Vi vurderer, at en række nye teknologier vil kunne reducere omkostningerne til fangst af

med yderligere 20 pct. efter 2030

En forudsætning for disse omkostningsreduktioner vil være en øget statslig finansiering

af F&U på området

For at etablere CC-anlæg kræves en statslig anlægsstøtte, hvis omfang vil afhænge af

udviklingen i CO

-kvoteprisen og en CO

-afgift

Vi vurderer endelig, at teknologierne er tilstrækkeligt udviklede til, at der bør

gennemføres innovative udbud på CC-området.



2. Afgrænsning og læsevejledning

Det kan være svært at definere nogle skarpe og objektive grænser mellem kategori 1, 2 og 3

nævnt på side 1, eller af, hvilke forsøg mv., der kan betragtes som ”succesfulde”.

Under kategori 1 (laboratorieforsøg) vil udgangspunktet være de deltagende forskeres egen

vurdering af, om et laboratorie forsøg er succesfuldt, der lægges til grund. Det vil oftest være

meget vanskeligt at få en objektiv vurdering fra andre forskere, fordi der ofte kan være en

betydelig konkurrence mellem forskerne. Forskernes egne vurderinger kan på den anden side

være unødigt optimistisk eller positiv. Det skal imidlertid også tages i betragtning, at det ikke er

omkostningsfrit for forskere at fortsætte forsøg med teknologier, hvor resultaterne ved

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

laboratorietest mv. har været dårlige. At blive ved med at forfølge sådanne spor giver risiko for,

at forskeren eller hans/hendes institut eller forskningsgruppe får svært ved at få flere

bevillinger. Vi har dog også for de forsøg, der beskrives, spurgt kritisk ind til forskernes

vurderinger.

Under kategori 2 (pilotforsøg) kan det være svært at finde en præcis definition af ”storskala”

eller 1:1. Vi vil anvende som definition, at anlægget skal have en størrelse eller skala, som vil

være relevant for i hvert fald en del af markedet, eller for nogle virksomheder, i den

efterfølgende drift eller produktion.

Dette kriterium er relevant, idet det er en generel erfaring ved næsten al teknologiudvikling, at

en forøgelse af et anlægs størrelse næsten aldrig er triviel, men både kan give nye - og ofte

overraskende - teknologiske udfordringer, og også ændre på omkostninger mv. pr produceret

enhed.

Kategori 3 (produktionsanlæg) afgrænses især ved, at anlægget står hos, og ejes af en

virksomhed, der benytter anlægget som led i virksomhedens drift. Anlægget har her endvidere

en størrelse, som er naturlig og rationel for virksomheden.

På CCS-området er aktiviteterne endnu så beskedne, at der endnu ikke er udviklet

innovationssamarbejder (dvs. kategori 4), hvilket forhåbentligt vil opstå i de kommende år.

En generel vanskelighed ved at vurdere, om teknologier er ”lovende”, er at dette ofte vil blive

set i forhold til markedsforhold, som afhænger af prissætningen af input og output. Særligt

afgørende for de fleste grønne teknologier er her, at den økonomiske rentabilitet afhænger af

skyggeprisen på CO

som både afhænger af kvoteprisen i EU´s ETS-system og af størrelsen af en

kommende CO

-afgift.

I den konkrete kontekst, dvs. ved vurdering af CCS-teknologier, vil vurderingen af nye

teknologier blive målt op mod omkostningerne ved den mest almindelige capture-teknologi,

som er amin-scrubning. Det seneste bud på omkostningerne pr ton fanget CO

er udarbejdet af

EA Energianalyse for Dansk Energi i april 2021

, hvor der regnes på omkostningerne ved CO

fangst på danske affalds- og kraftvarmeværker, givet disses kapacitetsudnyttelse og restlevetid

og en realrente på 4 pct. Omkostningerne er opgjort til 615 kr. pr ton for træflisværker og 374

kr. pr ton for affaldsværker, når der

ikke

kombineres med varmepumper (se herom senere i

afsnit 3.12)

. Når der kombineres med varmepumper er omkostningen opgjort til 538 kr. pr

Dansk Energi, april 2021: Potentialet for CO

-fangst i Danmark til den grønne omstilling.

Dette dækker fangst og kompression, men ikke transport og læring.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

ton for træflisværker og 323 kr. pr ton for affaldsværker. Et gennemsnit af disse

omkostningsniveauer er 450-500 kr. pr ton.

Gennemgangen vil søge at foretage en udtømmende beskrivelse af danske forskningsforsøg og

anlæg, men af ressourcemæssige grunde kun medtage viden om udenlandske anlæg i

begrænset omfang.

Inden listningen af test, anlæg mv. vil notatet først give en beskrivelse af de forskellige fangst-

teknologier, der findes i dag.

3. Hvilke teknologier til CO

-fangst findes i dag?

Der findes i dag en række forskellige teknologier til CO

-fangst, som gennemgås i det følgende.

Formålet er at give læseren en forståelse for de projekter, der omtales senere i notatet.

Grundlæggende kan teknologierne deles i to grupper.

Pre-combustion

teknologier påvirker

anvendelsen af energikilden og mulighederne for CO

-fangst ved indgreb i processen

før

forbrændingen.

Post-combustion

teknologier påvirker processen

efter

forbrænding.

Pre-combustion teknologierne beskrives nedenfor først, i afsnit 3.1 og 3.2. Herefter beskrives

en række post-combustion teknologier i afsnit 3.3-3.12.

En yderligere teknologi, der kan få stor relevans for CO

-fangst, men som ligger uden for dette

notats rammer, er biokul skabt gennem pyrolyse. Pyrolyse er en proces, hvor forbrændingen

søges undgået ved opvarmning af biomasse i et iltfattigt rum. Der dannes på den måde syngas,

der i hovedsagen består af brint og kulmonooxid, og et stabilt restprodukt (biochar) med et højt

kulstofindhold. Biochar nedbrydes meget langsomt og kan på den måde lagre kultoffer, der er

optaget fra luften af planter. Dermed kan teknologien også skabe negative emissioner.

3.1. Gasificering

En teknologisk mulighed er at tage kulstof ud af en gasblanding

inden

forbrændingsprocessen

(engelsk: combustion). Det sker ved som første skridt at

gasificere

råmaterialet, som kan være

kul, eller en allerede etableret gas, under en vis tilførsel af ilt. I næste skridt skabes en

vand-gas

reaktion,

som skaber en gas, som stadig indeholder noget CO, men mest CO

(som regel med

høj koncentration), samt brint og vanddamp. CO

-koncentrationen kan her blive høj, helt op til

50 pct.

Herefter adskilles CO

´en og brinten. Det kan ske ved en af de teknikker, der gennemgås

nedenfor (amin-scrubning, adsorbtion, eller membraner). CO

´en opsamles med henblik på

lagring eller anden anvendelse, mens brinten tilsættes en gasblanding. Dette øger

gasblandingens brandværdi.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Metoden vurderes af de forskere, vi har talt med, som umoden og dyr

. Det sidste skyldes, at

pre-combustion kræver, at hele forbrændingsanlægget designes ”forfra” - dvs. metoden kan

ikke anvendes ved at komme et fangstanlæg ”ovenpå” et eksisterende forbrændingsanlæg.

Det gør også processen dyr, at den bruger ilt. Dette forhold kan dog ændre sig fremadrettet,

hvis elektrolyse (produktion af brint med el) bliver almindelig, idet denne proces har ilt som

biprodukt.

Der er meget få anlæg i verden af denne type, som bruges på kraftværker. Et anlæg blev

installeret i Florida i 2016 og fanger 0,3 Mtpa (Millioner ton CO

om året)

. Vattenfall har bygget

et mindre anlæg.

Det afgørende er imidlertid, at teknikken formentlig ikke vil være relevant i en dansk

sammenhæng, hvor de CO

-kilder, der skal lagres fra, primært vil være affaldsværker og

biomassefyrede kraftvarmeværker - og evt. også bio-naturgas, idet alle disse brændsler er

renere end dem, der indgår i pre-combustion projekter i andre lande.

3.2. Iltberiget forbrænding (Oxy-fuel)

En teknologi, der er beslægtet med gasificering, er iltberiget forbrænding. Også her tilsættes ilt

- og forskellen er, at her indgår ilten i selve forbrændingsprocessen, hvor den ved pre-

combustion anvendes

inden

forbrændingsprocessen.

Oxyfuel-metoden er i princippet enkel. I stedet for at udskille CO

´en fra røggassen efter

forbrændingen anvender man ren ilt til forbrændingen i stedet for atmosfærisk luft

. Herefter

består røggassen kun af CO

og vand (H

O). Vandet kan let kondenseres – og så står man i

princippet tilbage med ren CO

Også denne proces er teknologisk umoden. Og den er dyr på grund af behovet for tilsætning af

ren ilt - men kan lige som pre-combustion blive billigere, hvis elektrolyse bliver mere udbredt.

Det fordyrer også processen, at iltberigelsen forøger temperaturen og derved belaster ovne og

udstyr.

Det hidtil største oxy-fuel demonstrationsanlæg blev installeret på det Vattenfall-ejede

kulkraftværk i Spremberg (”Schwarze Pumpe”) i Tyskland i 2006. Anlægget blev dog stoppet i

2014, da det var for dyrt (Vattenfall har ikke offentliggjort data om mængder og omkostninger,

men anlægget var ikke særligt stort, da dets effekt blot var 30 MW). En del af baggrunden for,

at forsøget stoppede, var også politisk modstand mod at CCS blev brugt som ”undskyldning” for

at fortsætte med kulfyring.

En gængs metode til at vurdere dette er at anvende EU-Kommissionens TRL-skala fra 1-9 (se beskrivelse heraf

side 18).

Dansk Gasteknisk Center, 2017: CCS i et naturgasperspektiv.

I atmosfærisk luft er andelen af ilt ca. 21 pct. og ca 78. pct. kvælstof.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Der er også installeret et mellemstort oxy-fuel anlæg i Frankrig i 2009 (hos Total, installeret af

Alstom), som fanger ca. 10.000 ton CO

om året. Der findes også mellemstore anlæg i Australien

og i Spanien.

Ifølge GCCSI

er det amerikanske selskab 8 Rivers i gang med at udvikle anlæg, baseret på den

såkaldte Allam-Fetvedt proces, beskrives i afsnit 3.9, som anvender en oxy-fuel proces som en

del af sin metode.

Der er ingen oxy-fuel anlæg i Danmark. Der har været gennemført enkelte forsøg i Danmark

med oxy-fuel, på DTU, både på Institut for Kemiteknik og på DTU Energi (jf. afsnit 4.2.4).

Professor Peter Vang Hendriksen fra DTU beskriver projektet som vellykket, men der blev ikke

fulgt op på det, da det blev afsluttet i 2016-17, både fordi teknologien var dyr, og pga.

manglende politisk interesse.

Peter Vang Hendriksen vurderer imidlertid i dag, at ilten fremover vil kunne fremskaffes

billigere, og at en fordel ved oxy-fuel metoden er, at den kan kombineres med de andre

metoder, der er nævnt i dette notat, idet tilførslen af ilt kan gradueres efter behovet.

3.3. Amin-absorbtion

Den mest anvendte teknologi til carbon capture er amin-absorbtion. Denne teknologi har været

anvendt kommercielt i mange lande i flere årtier. Processen har mest været anvendt af

olieselskaber, som har anvendt den for at forøge deres olieproduktion, mest i Nordamerika.

Denne proces kaldes EOR - Enhanced Oil Recovery.

Amin-absorbtion sker typisk

efter

forbrændingen som en såkaldt

post combustion teknologi

Både amin-absorbtion og alle de teknologier, der omtales nedenfor, er post-combustion

teknologier.

Ved at injicere CO

ned i et oliefelt, inden det er tømt for olie, øges trykket på olien, og der

kommer mere olie op. Selv om også denne proces er dyr har den kunnet betale sig, fordi

indtægterne ved den ekstra olieproduktion oversteg udgifterne til carbon capture.

Et amin-anlæg består af to dele: en absorber og en stripper (som også kaldes en de-sorber). I

absorberen sendes røggassen gennem en væske, som indeholder amin (mere præcist en

alkohol, monoethanolamin, forkortes MEA), som opsuger CO

´en. I stripperen varmes væsken

op til 120-130 grader, hvilket betyder, at CO

´en frigives og kan opsamles relativt rent (99 pct.).

Processen kan genanvende det meste af MEA´en og er illustreret i figur 1.

Dansk Gasteknisk Center, 2017: CCS i et naturgasperspektiv.

Global CCS Institute, 2020: ”Global Status of CCS, 2020”. Global CCS Institute (GCCSI) er en international

organisation, der vil fremme CCS, med hovedsæde i Australien. GCCSI blev etableret i 2009 og har i dag såvel

regeringer som industrivirksomheder samt raffinaderier, energiselskaber, kraft- og varmeværker mv. som

medlemmer. GCCSI udarbejder en årligt en oversigt over CCS-faciliteter og nye teknologier.

Amin-absorbtion kan dog også anvendes som en pre-combustion teknologi.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Figur 1. Amin-teknologien

Kilde: Dansk Affaldsforening

Denne proces er i dag som hovedregel billigere end de andre teknologier. Omkostningerne

skyldes først og fremmest energiforbruget, som går til opvarmningen af den anvendte væske,

når den går fra absorberen til stripperen. For få år siden regnede man med, at opsamling af et

ton CO

kræver 4 GJ (dvs. 4 * 10

Joule). I dag vurderes ”best practice” til et energiforbrug på 3

GJ/ton CO

. Det skal understreges, at dette energiforbrug er det ”rene” termiske

energiforbrug, som ikke inkluderer energiforbruget til pumper mv. samt til evt. efterfølgende

liquefaction,

dvs. til at gøre CO

´en flydende ved at sætte den under tryk og nedkøle den. I

industriel, praktisk sammenhæng vil en samlet energifaktor derfor udgøre ca. 4 GJ pr ton CO

Til illustration kan dette sammenlignes med et naturgasfyret kraftvarmeværk, der både

producerer el og fjernvarme. 1 GJ naturgas afgiver ved forbrænding 0,056 ton CO

210,

hvilket

betyder, at 17,8 GJ naturgas afgiver 1 ton CO

Hvis værket har en samlet energieffektivitet (inkl.

fjernvarmeudnyttelse) på fx 80 pct., bliver ”nytteværdien” af de 18 GJ 14,4 GJ. 4 GJ

energiforbrug til carbon capture medfører således, at knap 30 pct. af den nyttiggjorte energi går

til fangst af CO

Et energiforbrug på 3 GJ/ton medfører at 21 pct. af den nyttiggjorte energi går

til fangst af CO

Meget tyder imidlertid på, at det er muligt at nedbringe spildprocenten yderligere. En måde at

gøre dette på kan være at udnytte værkets samlede energieffektivitet - og moderne anlæg har

således en effektivitet, der kan nå helt op på 85-90 pct. En anden måde at nedbringe

energispildet på er at nedbringe energiforbruget til stripningen. En tredje metode er at anvende

overskudsvarmen ved stripningen. Disse teknologier gennemgas nedenfor.

Generelt er amin-scrubning effektiv. Det er især en fordel, at teknologien kan sættes ”ovenpå”

et eksisterende anlæg uden at ændre dette, dvs. at det kan retrofittes. Det fordyrer på den

anden side processen, at aminen kan være hård ved udstyret på grund af korrosion.

I den analyse fra Dansk Energi, der blev nævnt i fodnote 1, er der således regnet med 3 GJ/ton CO

Se fx Energistyrelsens hjemmeside.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Der er også en del danske erfaringer med amin-scrubnings anlæg. Det første større anlæg blev

etableret af DONG i 2006-10 i projekterne ”Cesar” og ”Castor”. Der blev dog ikke fulgt op på

disse projekter på grund af manglende politisk interesse - og fordi projekterne sigtede mod at

forlænge kulfyrede værkers levetid.

I de senere år er der installeret mange amin-scrubningsanlæg i Danmark, primært på

biogasanlæg

. Et biogasanlæg producer biogas, som er en blanding af metan (dvs. 60-65 pct.

naturgas eller CH

, og resten CO

212

). Hvis CO

´en fjernes, kan gassen injiceres i naturgasnettet.

Primo 2021 er ca. 20 pct. af gassen i det danske naturgasnet produceret på denne måde.

En stor del af de danske opgraderingsanlæg til biogas er leveret af virksomheden Ammongas i

Glostrup. En anden dansk virksomhed, Union Engineering i Esbjerg, der er ejet af amerikanske

Pentair, er blandt de virksomheder i verden, der med 350 leverede anlæg har størst erfaringer

med amin-scrubningsanlæg til kommerciel brug

. Her ud over er der andre, mindre danske

virksomheder, der er datterselskaber af udenlandske selskaber, herunder Puregas (datter af

finske Wärtsilä) og Airco (britisk ejet).

3.4. Kemiske forbedringer af absorbtionsteknologien

De fleste af de eksperter, vi har talt med, vurderer, at inden for de næste 5-10 år vil

teknologiudviklingen især være præget af forskellige metoder til at forbedre den

absorbtionsteknologi, der blev beskrevet ovenfor.

En type projekter bruger fortsat aminer, men opblandet med andre kemikalier, som kan

reducere energiforbruget forbundet med stripningen. Eksempler på virksomheder, der arbejder

med disse teknologier, er - med teknologierne i parentes - Fluor (Econamine FG), Mitsubishi

Heavy Industries (KM-CDR), Shell Cansolv (DC101) og DOW Chemical (UCARSOL)

Andre

projekter anvender andre opløsningsmidler end aminer.

En alternativ teknologi er at anvende flydende salte. Den førende forskning på dette område

foregår på Institut for Kemi, DTU. Her har professorerne Rasmus Fehrmann og Anders Riisager

forsket i anvendelsen af salte med relativt lave smeltepunkter (under 100 grader), såkaldte

ioniske væsker. Disse opsuges og formgives i porøse materialer til faste absorberenheder.

Teknologien kaldes SILP, Supported Ioniq Liquid Phase. Fordelen ved denne teknologi er, at

energiforbruget forbundet med at frigøre CO

´en fra væsken vurderes til kun at være ca. det

halve af energiforbruget ved den normale amin-proces.

Der findes ca. 170 biogasanlæg i Danmark, fordelt på renseanlæg, industrianlæg, lossepladsanlæg, fællesanlæg

og gårdanlæg. Heraf har 50 af disse et opgraderingsanlæg, der fjerner CO

´en (og sender den ud i luften).

Der kan også være andre gasser, der skal renses væk, fx H

S (svovlbrinte, som afgiver en kraftig lugt).

Teknikken til disse typer anlæg er næsten den samme - men CO

-fangst fra biogasanlæg er lidt nemmere end fra

andre kilder, et CO

-koncentrationen i biogas er 30-40 pct., mod fx kun 10-12 pct. i affaldsanlæg.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Forskellen på disse teknologier og de andre, der beskrives i dette notat, er at anvendelsen af

dem kan ske ved mindre ændringer af det udstyr, der bruges til amin-processen - og nogle af

dem kan endda bruges til at forbedre eksisterende anlæg.

Et andet alternativ er at bruge et fast stof, fx kridt eller kalk (calciumcarbonat), til at fange

214

. Denne proces kræver højere temperaturer (600-900 grader), men stoffet er væsentligt

billigere end aminen. Energiforbruget kan principielt holdes meget lavt (reaktionsvarmen og

kalcineringsenergien kan næsten udligne hinanden) – og processen vil kunne anvendes på

cementanlæg eller måske endnu bedre i symbiose mellem kraft-varme produktion og

cementproduktion.

En tredje metode er at bruge opløsning i væsker, der indeholder dråber eller ”perler” af

velegnet materiale (på engelsk ”encapsulated solvents”), som kan effektivisere processen.

I Stockholm er byens energi- og fjernvarmeselskab, Stockholm Exergi, i gang med et

pilotprojekt, som anvender kalium-carbonat. Planen er her at fange 0,8 Mtpa midt i 2020´erne

og 2 Mtpa før 2030.

Alle disse teknologier forskes der i på DTU, som vi vurderer som et førende videncenter på CCS-

området

Nogle af forskerne vurderer, at potentialet ved disse teknologier er at nedbringe

energiforbruget pr. fanget ton fra niveauet på 3 GJ pr ton CO

beskrevet ovenfor til et niveau på

2,5 GJ pr ton, eller endnu mindre, i løbet af få år. Dermed kan driftsomkostningerne til den

løbende fangst blive reduceret med ca. 20 pct.

3.5 Biologiske metoder

En vigtig forskningsretning er anvendelsen af biologiske metoder til forbedring af fangsten. Det

sker typisk ved tilsætning af enzymer eller andre proteiner til en opløsningsvæske, som både

kan være aminer og andre væsker.

Der forskes i disse teknologier både på DTU (Institut for Kemiteknik) og i et vist omfang på

Aarhus Universitet (Institut for Bio- og Kemiteknik). Novozymes har også udviklet enzymer, som

kan effektivisere og dermed billiggøre fangstprocessen.

Professor og institutleder Kim Dam-Johansen, Institut for Kemiteknik, DTU.

Kilde: www.stockholmexergi.se

Det vigtigste institut mht. forskning i CC-metoder vurderer vi er Institut for Kemiteknik, DTU. Som det fremgår af

dette notat, foregår der dog også vigtige forskningsaktiviteter på andre DTU-institutter (Institut for Energi og

Institut for Kemi) samt på Institut for Bio- og Kemiteknologi, Aarhus Universitet, og Institut for Energiteknik,

Aalborg Universitet.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Tidligere professor på KU, Claus Felby, som i dag er ansvarlig i Novo Nordisk Fonden for det

biotekniske forskningsområde, vurderer, at de biotekniske metoder hører til dem, der har det

største potentiale på området. Fonden har derfor meldt ud, at den vil støtte CCS-

forskningsaktiviteter på dette område som en del af fondens CCUS-initiativ. Institutleder og

professor Lars Ditlev Ottosen, Institut for Bio- og Kemiteknik på Aarhus Universitet vurderer, at

biologiske metoder til forbedring af capture-processerne kan effektivisere disse inden for få år

med en intensiveret forskningsindsats.

En del af de eksperter, vi har talt med, ser de biologiske metoder som en af de mest lovende

udviklingsmuligheder. Den vigtigste udfordring ved metoderne er på den anden side, at

enzymerne ødelægges, når de opvarmes til mere end ca. 80 grader. Også proteiner kan blive

ødelagt ved for høje temperaturer. Løsningen på denne udfordring er at filtrere enzymer eller

proteiner fra før opvarmningen, og at tilsætte dem igen bagefter, hvilket komplicerer

processen.

En anden biologisk løsning, som vi har talt med professor Anne Meyer, DTU Bioengineering,

om, anvender enzymer og andre proteiner til direkte omdannelse af CO

til myresyre,

formaldehyd og metan, som herefter kan anvendes direkte eller indgå i PtX-processer. Disse

processer kan ses som en kombination af CCS og CCU men er endnu kun på et eksperimentalt

stadie.

3.6 Membran-løsninger

En anden løsning til at skille CO

´en fra resten af røggassen, efter forbrændingen, er

anvendelsen af membraner. Denne teknologi udnytter, at CO

-molekulerne og de andre

molekuler i røggassen (primært kvælstof, N

) har forskellig størrelse og andre egenskaber.

Membraner kan være fremstillet af mange forskellige materialer (metaller, plastmaterialer

mv. eller keramiske materialer).

De mest lovende teknologier anvender polymere membraner og kræver tryk for at presse

gasserne gennem membranerne. Anvendelse af membraner kan især være fordelagtig, hvis

koncentrationen af CO

i røggassen er højere end de 10-15 pct., der er normalt for et

forbrændingsanlæg.

Ulempen ved teknologien er bla., at processen forudsætter, at røggassen sættes under tryk

(typisk 5-10 bar). En anden ulempe er, at de fleste membraner bliver ødelagt, hvis røggassen er

over ca. 100 grader.

Dvs. polymere materialer, som omfatter plast, men også andre produkter. Et polymert materiale består af store,

komplekse molekuler.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Membran-løsninger er i dag den næstmest udbredte løsning, efter amin-teknologien. Nogle af

de mindre opgraderingsanlæg til biogas anvender således i dag, på markedsmæssige vilkår

(bortset fra støtten til biogas), membraner.

3.7 Adsorbtion

En anden metode for at fange CO

fra røggas er at anvende

adsorbenter.

Adsorption er som

vedhæftning af ioner, atomer eller molekyler fra en væske, gas eller opløst fast stof til en

overflade. Molekylerne danner en film på overfladen af de materialer, som de er fæstnet til.

Materialerne kan fx være metalflader.

Adsorptionsprocessen ligner absorptionsprocessen, men kræver, at svovldioxid (SO

) fjernes fra

røggassen først. Røggassen skal også afkøles til en temperatur mellem 40 °C og 70 °C for at

sikre, at betingelserne for adsorption opretholdes.

Under regenereringsprocessen suges gasstrømmen ud under vakuum, hvorefter den tørres og

komprimeres.

Der findes os bekendt ingen adsorbtionsanlæg i Danmark, men flere steder i andre lande er der

eksperter, som tror på denne teknologi

. Dette gælder især hvis der på et tidspunkt skal

bygges DAC-anlæg (Direct Air Capture-anlæg), fordi denne proces i dag er ekstraordinært dyr og

endnu mere følsom over for energiomkostningerne ved processen end ved fangst fra CO

intensive kilder.

Flere virksomheder med filialer i Danmark

producerer i dag anlæg, der anvender adsorbtion til

at fange ilt, og disse anlæg til relativt nemt kunne ændres til at fange CO

Disse anlæg

fremstilles dog indtil videre kun i begrænset skala.

3.8 Indlejring (solid looping)

En metode, der er beslægtet med adsorbtions-metoder, er indlejring (på engelsk: solid looping).

I stedet for at fæstne sig til et fast stof, sker der en kemisk proces, så CO

´en indlejres i

materialet. Det kan fx ske i en proces, hvor CO

´en mineraliseres ind i et kalk-materiale, og

efterfølgende frigives ved opvarmning. En anden metode er at anvende metaloxider, som den

franske virksomhed Alstom eksperimenterer med.

Institut for Kemiteknik, DTU, har erfaringer med calcium-looping, men det er uklart, hvad

teknologiens potentiale er. Andre, beslægtede teknologier er at anvende natrium-karbonat,

som nogle danske affaldsværker bruger til røgrensning.

Den amerikanske virksomhed Air Products har et anlæg i Port Arthur, Texas. Kilde: www.ieaghg.org

Fx Oreco og Oxymat.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

3.9 Integreret fangst (inherent capture)

En teknologi, som nogle eksperter anser for meget lovende, er udviklet af den engelske ingeniør

Rodney Allam og den amerikanske ingeniør Jeremy Fetvedt for kun ca. 5 år siden. Metoden er

altså meget ny i forhold til de andre beskrevne teknologier, men er adapteret af den

amerikanske virksomhed 8 Rivers. Selskabet har et anlæg i Texas og er ved at etablere et mere i

New Zealand. Anlæggene er kulfyrede, men ved hjælp af Oxyfuel gereneres en gas, der stort set

kun består af CO

, som driver en turbine, der producerer el, og som herefter fanges for at blive

lagret i undergrunden. Metoden indebærer, at CO

´en cirkulerer rundt et antal gange i

systemet, inden CO

´en er ren nok, jf. figur 2.

Nogle eksperter ser denne metode som meget lovende. Den er ”integreret”, fordi det

hovedsageligt er CO

´en, der driver de turbiner, der generer strøm (f. figuren). Global CCS

Institute vurderer, at anlægget i Texas producerer strøm, der er 22 pct. dyrere end ved lignende

naturgas-drevne anlæg af samme størrelse, men med en integreret fangst af CO

, der er mindst

97 pct. ren. Dette er en lav omkostning for CO

-fangsten for en så ny teknologi.

Figur 2. Allam Fetvedt-processen

Kilde: Global CCS Institute, marts 2021: Technology Readiness and costs of CCS

I en dansk kontekst er det en ulempe, at metoden ikke kan bygges ovenpå et eksisterende

kraftvarmeværk, men forudsætter en helt nyt værk.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

3.10 Kryogene metoder

Det er også muligt at fange CO

´en ved nedkøling - også kaldet en kryogen metode

(betegnelsen kommer fra det græske ord kryo, der simpelt hen betyder ”kold”). Denne

teknologi udnytter, at CO

fryser til fast form (tøris) ved -78,5 grader. Ved at nedkøle røggassen

til denne temperatur udkrystalliseres CO

´en fra gassen, idet de andre gasser har et væsentligt

lavere smeltepunkt (kvælstof fx -210 grader).

En fordel ved processen er, at den CO

, man fanger på denne måde, er meget ren (helt op til

99,99 pct.). Ulempen er, at det er energikrævende at opnå så lave temperaturer. Indtil videre er

teknologien ikke udviklet til kommerciel anvendelse.

Det er også et problem, at CO

´en er vanskelig at håndtere, når den er frosset til is - den kan fx

ikke bare ”skubbes ud” af anlægget gennem et rør, og dyser og membraner mv. kan nemt

stoppe til. Et andet praktisk problem er, at det er svært at køle meget store luftmængder - den

luft, der er tættest på køleelementerne, kan fungere som en ”luftpude”, der hæmmer

nedkølingen af resten af luftmængden. Det betyder i praksis, at køleelementerne skal have en

temperatur på væsentligt under -100 grader for at have tilstrækkelig effekt, hvilket er

energikrævende.

Ingen af de eksperter, vi har talt med, peger på denne teknologi som en sandsynlig

”vinderteknologi” inden for en de nærmeste år. Der har dog været gennemført et spændende

forsøg med teknologien i Danmark, på Aalborg Universitet

, jf. afsnit 4.2.2, og teknologien har

muligvis et potentialet på længere sigt, da energiomkostningerne ifølge flere eksperter kan

nedbringes til en væsentligt lavere niveau end ved amin-scrubning, bl.a. ved systematisk

genbrug af den varme, som den stærke nedkøling skaber.

3.11 Strømteknologier

PÅ DTU, Institut for Kemiteknik, er der gennemført projekter, der minder om amin-scrubning,

men hvor frigivelsen af CO

ikke sker ved opvarmning af væsken, men ved at sende strøm

igennem væsken. Metoden er endnu kun på et eksperimentalt stadie, men nogle forskere

vurderer, at denne teknologi kan nedbringe energiforbruget forbundet med at fange 1 ton CO

dag 4 GJ/ton til kun ca. 1 GJ/ton

. Hvis dette er rigtigt, kan metoden få et stort potentiale - dog

formentlig først på lidt længere sigt, da teknologien endnu er umoden.

Professor Søren Knudsen Kær, Aalborg Universitet, vurderer, at metoden kan have et potentiale på længere sigt.

Philip Fosbøl, Institut for Kemiteknik, DTU.

To forskere på MIT har offentliggjort resultater, som dokumenter et energibrug på 1 GJ/ton CO

Kilde: Voskian

og Hatton: Faradaic Electro-swing Reaction adsorbtion for CO

capture. Energy and environmental Science 2019,

issue 12.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Det er ikke kun i Danmark, at der forskes i denne teknologi. DTU er med i et EU-projekt, kaldet

ConsenCus, som er beskrevet i afsnit 7, som vil afprøve teknologien. Målet i dette projekt er at

nå under et energiniveau på 2 JG/ton CO

En udfordring ved strømteknologien kan være, at den kræver, at opløsningen, som strømmen

skal gå igennem, er ren, dvs. ikke indeholder andre gasser end CO

, idet anoden og katoden

ellers kan opsuge urenheder, hvorefter processen stopper.

3.12 Udnyttelse af overskudsvarmen

En ”lavteknologisk” løsning på det høje energiforbrug kan også være at udnytte den varme, der

skabes i stripningsprocessen, til fjernvarme. Det er denne løsning, som fx vil blive anvendt i det

projekt, som ARC (Amager Ressource Center) vil anvende, såfremt deres projekt, som har søgt

om midler fra EU´s Innovationsfond til, gennemføres. ARC vil søge en ”zero energy carbon

capture” proces, som indebærer, at værkets elkapacitet falder med ca. 40 MW, mens

fjernvarmekapaciteten øges også med ca. 40 MW (energimængderne vil afhænge af, om det er

muligt at anvende fjernvarmekapaciteten hele året, men også af fjernvarmetemperaturerne).

Fjernvarmen produceres ved hjælp af varmepumpeløsninger, som er den mest effektive måde

at udnytte temperaturer på ca. 120 grader på.

Denne løsning kan forekomme oplagt, men er endnu ikke anvendt kommercielt nogle steder i

verden endnu.

4. Lovende forsøg med Carbon Capture i Danmark

Der har været foretaget en del lovende forsøg i Danmark i de sidste 15 år. Efter vores vurdering

falder disse i to grupper:



inkrementelle forbedringer af amin-scrubningsprocessen vedr. forhold omkring

energiforbrug og andre omkostninger ved hjælp af nye solventer, anvendelse af

enzymer og andre biologiske metoder samt genvinding af overskudsvarmen fra

fangstprocesserne, jf. afsnit 3.4, 3.5 og 3.12 - samt evt. 3.8 (solid looping).

anvendelse af væsentligt anderledes metoder end den traditionelle amin-scrubning, jf.

afsnit 3.6, 3.7, 3.8 samt 3.10 og 3.11.



I det følgende beskrives disse forsøg.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

4.1 Lovende forsøg med inkrementelle forbedringer af amin-

scrubningsprocessen

4.1.1 BE - Biogasopgradering for højrent CO2.

EUDP bevilgede i 2016 støtte til et projekt med et samlet budget på 13,8 mio. kr. Projektholder

for projektet er Institut for Kemiteknik, DTU (projektleder lektor Philip Fosbøl), og

samarbejdspartnere er Elplatek, Union Engineering og Dansk Gasteknisk Center.

Projektets kerne er at eksperimentere med tilsætning af additiver til amin-væsken, som

reducerer energiforbruget ved den efterfølgende stripnings-proces. De udviklede teknologier vil

både kunne anvendes ved CO

-fangst i forbrændingsanlæg (fx på kraftvarmeværker) og på

biogasanlæg (som typisk producerer en gasblanding med 60-65 pct. naturgas/metan og 35-40

pct. CO

, som skal fanges, hvis biogassen skal opgraderes til naturgaskvalitet. Processen sigter

også mod at fange andre, uønskede gasser, især svovlforbindelser.

4.1.2 Carbon Anhydrase

Carbon Anhydrase projektet på Institut for Kemiteknik, DTU er finansieret af DTU´s egne midler

og har haft professor Nicolas von Solms som projektleder. Projektet har analyseret en række

eksperimenter, som forskerne selv betegner som lovende, med tilsætning af forskellige

enzymer til amin-væsken. Testeresultaterne viser et klart potentiale for at reducere

energiforbruget i processen.

4.1.3 DTU deltager i et internationalt, fransk ledet 3D-projekt

Et fransk ledet projekt, som har modtaget støtte fra EU´s H2020-fond på 19 mio. euro, og med

deltagelse af store stålproducenter som AM Steel og Arselor-Mittal samt IFPEN og Total,

fokuserer på indfangning af CO

ved stålproduktion. DTU deltager i dette projekt med en andel

af den samlede bevilling på 4 mio. DKK. Det unikke ved dette projekt er en teknologi, hvor den

væske, som opsamler CO

´en, efterfølgende splittes i to dele, hvor kun den ene del indeholder

den opsamlede CO

. Denne teknologi kan gøre den efterfølgende stripning væsentligt billigere.

4.1.4 GreenCem

EUDP har i 2020 besluttet at give støtte til et projekt, ledet af Aalborg Portland, Projektpartnere

er Aalborg Havn, Aalborg Energy, Aalborg Universitet, Re-Integrate (et spin-off selskab fra

Aalborg Universitet) samt Cemtec-fonden og DFDS. Projektbudgettet er 11,3 mio. kr.

Projektet skal afdække de tekniske og økonomiske vilkår for CCUS med afsæt i

cementproduktionen i Aalborg. Hovedmålet med GreenCem er at identificere den mest

lovende teknologi og udvikle et integreret CO

-fangstanlæg, der er unikt tilpasset

Kilder til beskrivelsen af de enkelte projekter er dels interview med forskere, dels EUDP´s og Innovationsfondens

hjemmesider samt www.energiforskning.dk

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

procesbetingelserne på Aalborg Portlands fabrik, så man kan opnå de lavest mulige

omkostninger til CO

-fangst. Projektet vil derudover undersøge både et CO

-lagringsspor og et

-udnyttelsesspor, som vil omfatte livscyklusanalyser og forståelse af de tekniske,

økonomiske og bæredygtige aspekter af de mulige løsninger. Projektet er stilet mod at opnå et

teknisk og økonomisk beslutningsgrundlag for Aalborg Portland og projektpartnerne i forhold til

videre skridt med et stort demonstrationsprojekt og på sigt et storskalaanlæg, herunder

behovet for støtte og finansiering.

4.1.5 Pilot-kolonne til studier af absorbtion i væskeformige medier

Institut for Kemiteknik, DTU, har etableret en såkaldt pilot, kolonne, som har anvendt til en

række studier af absorbtion af CO

væskeformige medier. Anlægges bruges ikke kontinuerligt,

men til fokuserede kampagner, og har en lagringskapacitet på 500 kg/dag. Anlægget vurderes

af institutleder Kim Dam-Johansen til at muliggøre væsentlige forskningsmæssige resultater i de

kommende år.

4.1.6 Anlæg på KraftVarmeVærk Thisted - KVVV

KVVV har indgået et samarbejde med en dansk producent af amin-fangstanlæg, Ammongas,

hvis sigte er at teste, om det kan gøres rentabelt at indfange CO

fra mindre anlæg. Ammongas

stiller i første omgang et anlæg, der kan fange op til 5 pct. af KVVV´s årlige udslip af CO

på 55-

60.000 tons, gratis til rådighed. KVVV betaler for transport af anlægget og installation. Sigtet

med projektet, der ikke modtager offentlig støtte, er senere at etablere et anlæg, der kan fange

mindst 90 pct. af værkets CO

-udslip. I første omgang vil den fangede CO

blive lukket ud, men

sigtet er at den fangede CO

skal transporteres til den nærmeste tilgængelige CO

-hub i en

dansk CO

-infastruktur.

4.1.7 Andre anlæg

Institut for Kemiteknik, DTU, har endvidere et mobilt anlæg til udførsel af carbon capture i

industrielle sammenhænge, som ligeledes vurderes at have stor forskningsmæssig værdi, og

som har en fangstkapacitet på 1 ton/døgn. Instituttet råder endvidere over en række mindre

anlæg, som kan anvendes til afprøvning af eksperimentelle teknologier, på typisk nogle få kg

pr time.

4.2 Lovende forsøg med anvendelse af metoder, der adskiller sig væsentligt

fra amin-scrubning

4.2.1 BE Biogas Electric Cleaning

I sammenhæng med det projekt, som blev beskrevet ovenfor (4.1.1) har CERE, DTU og Union

Engineering og Dansk Gasteknisk Center i 2019 fået støtte til et nyt projekt med et budget på

21,5 mio. kr. Dette projekt satser på at frigive den indfangede gas ved at sende

lavspændingsstrøm gennem væsken. Projektleder Philip Fosbøl vurderer, at denne teknologi i

samspil med ConsenCUS-projektet kan nedbringe energiforbruget forbundet med stripningen

væsentligt.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

4.2.2 Kryogen kulstofindfangning

Aalborg Universitet, Institut for Energiteknik, modtog i 2017 støtte til et projekt, som primært

skulle indfange CO

ved hjælp af kryogene metoder som beskrevet i afsnit 3.7. Projektleder har

været professor Søren Knudsen Kær, og samarbejdspartnere har været Cemtec, Aalborg

Portland, EMO, Aalborg Energi og Brigham University (UK). Projektet anvendte indfanget CO

fra såvel Aalborg Portland som Nordjyllandsværket og anvendte en del heraf til produktion af

”grøn metan”. Projektet blev betegnet som teknologisk lovende, men ville økonomisk kræve

subsidier for at være levedygtigt.

4.2.3 Interact

DTU Energi iværksatte i 2013, i samarbejde med Novozymes, et projekt med et budget på 5,2

mio. kr., som skulle vurdere nye metoder til fangst af CO

. Heri indgik anvendelsen af enzymer,

leveret af Novozymes, men også nye membranteknologier, bla. baseret på membraner

fremstillet med nanoteknologi. Projektleder var professor John Woodley, Institut for Energi,

DTU, samt Johannes Roubrooks, Novozymes.

4.2.4 Green CC

Institut for Energi på DTU iværksatte i 2013 et projekt med et budget på 6,4 mio. kr. med

professor Peter Vang Hendriksen som projektleder. Kernen i dette projekt var anvendelse af

Oxy-fuel-teknologien beskrevet i afsnit 3.2. Projektet anvendte også membran-teknologier til

adskillelse af CO

fra resten af røggassen.

4.2.5 Carbonate Looping i cementindustri

DTU, Institut for Kemitieknik, har etableret et pilotanlæg til at fange CO

fra brændt kalk som

led i en Carbonate Looping proces, som vurderes at kunne reducere emissionen af CO

ved

cementproduktion væsentligt. Den centrale person bag dette projekt er institutleder Kim Dam-

Johansen.

5. Demonstrationsanlæg til Carbon Capture i Danmark

5.1 Et mobilt CO

fangstanlæg etableret i et samarbejde mellem DTU og Union

Engineering

DTU har etableret et fangstanlæg i samarbejde med virksomheden Union Engineering, som

med en kapacitet på 1 ton CO

pr døgn er det største på en dansk videninstitution. Anlægget

har i en periode stået ved Mølleåværket ved DTU nord for Lyngby og samlet CO

fra biogas

produceret på slamrester fra det tilknyttede spildevandsanlæg. Anlægget har givet værdifulde

erfaringer med henblik på at optimere fangstprocesserne og med at genbruge varmen de

energikrævende processer internt i anlægget.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

5.2 Net Zero Carbon Capture på ARC (Amager Ressource Center)

ARC har i samarbejde med CERE, DTU samt Union Engineering og Rambøll modtaget EUDP-

støtte til et projekt med et budget på 62 mio. kr. Pilotanlægget er på størrelse med en 20 fods

container og kan kun fange 30-60 kg CO

i timen, men til gengæld er det fleksibelt, og det kan

køre, uden at det påvirker driften.

Pilotanlægget skal teste, om det kan lykkes at lave CO

-fangst uden energitab (net-zero-

energy). Hvis dette er muligt, fortsætter projektet med installation af et demonstrationsanlæg i

slutningen af 2022, der skal køre som forsøg i 2023. Demonstrationsanlægget får en kapacitet

på 500 kg CO

i timen og minder om et fuldskalaanlæg, men bygges uden en dyr varmepumpe.

Ideen er, at demonstrationsanlægget skal give viden og erfaringer i forhold til drift og

vedligehold. Både pilot og fuldskalaanlæg bygges med støtte fra Energiteknologiske Udviklings-

og Demonstrationsprogram (EUDP).

6. Danske Carbon Capture anlæg med anlægsstøtte

6.1 Indledning

Der er i dag (maj 2021) en række mindre produktionsanlæg til fangst af CO

i Danmark på de 50

anlæg, der opgraderer biogas til bio-naturgas (dvs. mere eller mindre ren metan). Alle disse

projekter er relativt små, nemlig op til 40.000 tons CO

om året. Men der er 2 større projekter,

der på forskellige måder har søgt om støtte og derfor kan gå i gang inden for de kommende år -

ARC og Aalborg Portland. Her ud over arbejder flere andre med initiativer, der dog endnu ikke

har form af konkrete projekter. Disse projekter beskrives i det følgende.

6.2 Amager Ressource Center

Projektet beskrevet i afsnit 5.2 er forløber for et væsentligt større projekt, hvor ARC har søgt

EU´s Innovationsfond om en støtte til. Fonden ventes at træffe beslutning ultimo 2021. Den

årlige fangstmængde forventes at være på 5-600.000 ton CO

6.3 C4: Carbon Capture Cluster Copenhagen

– En sammenslutning af energi- og

forsyningsselskaber omkring København har i februar 2021 etableret et klyngesamarbejde, som

menes tilsammen at kunne indfange 3 mio. ton om året fra 2030. Ud over fangst-siden har

selskaberne også et mål om at finde omkostningseffektive løsninger på infrastruktursiden,

såsom transport af CO

fra fangstoperatørerne. Som udgangspunkt får C4-klyngen dog i første

omgang fokus på at udveksle erfaringer for at skabe et solidt videns-grundlag, der gerne skal

føre til konkrete fælles løsninger på længere sigt.

Kilden til oversigten er materiale udarbejdet af Energistyrelsen, februar 2021.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

6.4 Århus

–

Århus Kommunes Teknik og Miljø ser udviklingen af Energiparker i Aarhus som et

stort potentiale for CO

reduktion og grønne arbejdspladser. Teknik og Miljø arbejder sammen

med AffaldVarme Aarhus og Ørsted på at etablere et konsortium og CCU/CCS

demonstrationsprojekter ved Studstrup og/eller Lisbjerg.

7. Kommende projekter med dansk involvering

Ud over de projekter, der er nævnt i de foregående afsnit, er der en række interessante

projekter på vej. De vigtigste af disse er:



På Risø (der i dag er en del af DTU) foregår der forsøg med CO

-fangst i væsker, der

herefter separeres i en væskedel med CO

og en væskedel uden. Denne teknologi kan få

betydning fremadrettet

Novo Nordisk Fonden (Claus Felby) har annonceret bevillinger på op til 800 mio. kr. over

de kommende år til såvel CCS- som CCU-aktiviteter. En del heraf forventes at gå til

biologiske metoder til fangst af CO

DTU, Aalborg Portland og DGC er med i et projekt ved navn ConsenCUS, som forventes

finansieret af EU med i alt knap 100 mio. kr. (15 mio. Euro), hvoraf DTU vil modtage

mere end en tredjedel, nemlig 34 mio. kr. En vigtig del af dette projekt vil netop være de

strømteknologier, der blev beskrevet i afsnit 3.8

Endelig forventes DTU snart at starte et projekt op i samarbejde med USA´s

Energiministerium, som også skal vurdere nye fangstmetoder.



8. Erfaringer fra andre lande

Global CCS Institute har i marts 2021 publiceret en oversigt over større CC-anlæg i hele verden

og en vurdering af de væsentligste fangst-teknologiers potentiale (inkl. de fleste teknologier

nævnt i dette notat).

Erfaringerne fra de anlæg, CCS Institute beskriver, kan ikke alle anvendes umiddelbart i

Danmark, da de fleste medlemmer af CCS har som hovedmål at anvende CCS-metoder for at

kunne fortsætte med at anvende kul- eller naturgasfyrede anlæg - eller andre industrielle

anlæg. Fangstmetoderne ved indfangning fra sådanne anlæg kan adskille sig på flere punkter

fra indfangning fra biogene kilder som affaldsværker og kraftvarmeværker, der bruger

biomasse, som vil være den danske kontekst.

Men der er også en del erfaringer, der kan anvendes i en dansk sammenhæng. Ifølge CCS

Global Institute findes der således mindst 65 større CC-anlæg globalt, fordelt på Nordamerika

(USA og Canada), Europa, Asien (Kina, Japan og Korea), Mellemøsten (Saudi-Arabien) og

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Australien. Anlæggene har i dag en samlet kapacitet på ca. 40 millioner ton CO

årligt. De fleste

anlæg benytter sig af amin-teknologier, eller amin-teknologier med modificerede væsker (som

beskrevet i afsnit 3.3 og 3.4). Men der er også en række demonstrations- og produktionsanlæg,

der anvender adsorbtion, membranteknologier, indlejring eller integreret fangst (afsnit 3.6-3.9).

Det fremgår i øvrigt af instituttets listning over CCS-anlæg i verden, at der er sket en hastig

udvikling i disses ”markeds-parathed”. Ved en anvendelse af EU-Kommissionens metodologi,

hvorefter TRL - Technology Readiness Level” - angives på en skala fra 1 til 9, er ca. halvdelen af

de 65 anlæg på niveau 9, og en del teknologier har udviklet sig fra et niveau på 4-5 til 8-9 fra

2014 til 2020, hvilket er hurtigere end sædvanligt.

I forhold til en dansk CCS-strategi er det også relevant at se på omkostningerne til

fangstmetoder i andre lande. For de fleste teknologier peger Global CCS Institute på tre

faktorer, som instituttet vurderer har og vil få væsentlig betydning for omkostningsniveauet.

Det er

-indholdet i røggassen, skala

læring.

-indholdet i røggassen

har således væsentlig betydning, jf. figur 3. Jo højere indholdet er, jo

mindre behøver fangstanlægget at være, hvilket reducerer både anlægs- og driftsomkostninger.

Dette taler for, at ved tilførsel af billig ilt (fx opnået som restprodukt ved elektrolyse til

produktion af brint), dvs. ved en oxy-fuel metode, kan omkostningerne ved andre metoder

nedbringes. Dette perspektiv er dog formentlig først relevant i 2030´erne.

Figur 3. Sammenhæng mellem fangstomkostninger og CO

-koncentration

Kilde: Global CCS Institute, 2021. Den lodrette akse er i USD (svarer til 6,10 kr. i april 2021) og angiver den årlige

omkostning pr ton. Den vandrette akse er i kPa (kilo-pascal). 10 kPa svarer til 0,1 bar, dvs. et indhold af CO

røggassen på 10 pct.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Skalaen

spiller en rolle, idet anlæg med en årlig fangst på fx 400.000 ton CO

vurderes at have

40 pct. lavere omkostninger pr ton end anlæg på fx 100.000 ton, jf. figur 4. Over niveauet på

400.000 ton er skalafordelene imidlertid små.

Figur 4. Skalafordele ved CO

-fangst

Kilde og lodret akse som i figur 3. Den vandrette akse angiver Mtpa (millioner tons CO

om året). De orange

punkter angiver omkostningerne ved fangst fra naturgasfyrede anlæg og de blå punkter angiver omkostninger ved

fangst fra kulfyrede anlæg. Forskellen skyldes, at CO

-koncentrationen er lavest ved naturgasfyrede anlæg.

Biomassefyrede anlæg må forventes at ligge mellem de to kurver.

Også

læringen

spiller en vigtig rolle, idet teknologierne fortsat er under udvikling.

Global CCS-instituttet vurderer omkostningerne ved CO

-fangst ved et state-of-art anlæg på ca.

400.000 ton til i dag at udgøre 450 kr. pr. ton, hvilket svarer til den skønnede niveau i de nyeste

danske vurderinger, jf. side 2.

9. Fangstomkostningerne i Danmark

Vi har også talt med potentielle leverandører til anlæg af fangstanlæg i Danmark for at vurdere

omkostningerne. Disse interview har bekræftet det billede, som man får ved gennemgang af

internationale erfaringer, nemlig at der er skalafordele op til et vist punkt, og at

omkostningerne pr fanget ton CO

falder med et stigende CO

-indhold i røggassen.

Et typisk anlæg, der kan fange 0,5 Mtpa, vurderes at koste i alt 800-850 mio. kr. i

anlægsinvesteringer. Dette inkluderer såkaldt

front end

(absorber og stripper), anlæg til

liquefaction samt tryksætning og nedkøling, installation på stedet samt anlæg og installation af

lokal infrastruktur.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

90-95 pct. af driftsomkostningerne vurderes at udgøre udgifterne til ca. 4 GJ (fordelt på 3 GJ til

”ren proces” og 1 GJ til øvrige energiomkostninger), fordelt på udgifterne til elektricitet og

vanddamp. Driftsomkostningerne vurderes at udgøre ca. 2/3 af samlede omkostninger til fangst

på ca. 500 kr. pr. ton CO

, og de annualiserede kapitalomkostninger ca. 1/3.

Anlæg, der fx kan fange 15-20.000 ton CO

om året vurderes at have samlede

fangstomkostninger, der er ca. 2-3 gange højere end dette niveau, dvs. ca. 1000-1500 kr. pr. ton

225.

Det skal tilføjes, at vores industrielle kilder tilføjer, at omkostningerne pr. fanget ton CO

stiger

kraftigt, hvis man vil fange mere end ca. 90 pct. af mængden af CO

i en røggas.

Fangstomkostningerne vil imidlertid ikke kun afhænge af forskningen og teknologiudviklingen.

Det må også forventes, at når markedet for CCS vokser, kommer der flere virksomheder til.

Virksomhederne vil løbende effektivisere deres produktion, og konkurrencen vil blive hårdere.

Denne udvikling må først og fremmest forventes at lede til lavere anlægsomkostninger, mens

driftsomkostningerne i højere grad vil være et spørgsmål om teknologi. Hvor meget

anlægsomkostninger kan falde, er usikkert. Global CCS Institute regner med en

omkostningsreduktion i de kommende 5 år på 30-40 pct. uden at begrunde dette nærmere. Et

mere forsigtigt bud vil være en reduktion på ca. 20 pct.

10. En samlet vurdering af støttebehov og udviklingsmuligheder

Det kan samlet vurderes, at udviklingen i de sidste 5-10 år har ledt til en reduktion af ”best

practice” med hensyn til energiforbruget pr ton fanget CO

fra 4 til 3 GJ/ton (hvortil kommer

energi til pumper mv. samt til tryksætning og nedkøling af CO

´en). Baseret på udsagn fra de

fleste af forskerne vurderer vi, at en reduktion på op til yderligere ca. 20 pct. af energiforbruget

og dermed af de løbende driftsomkostninger vil være realistisk i løbet af ca. 5 år som følge af

inkrementelle forbedringer beskrevet i dette notat - forudsat en væsentligt styrket

forskningsindsats.

Dette er vores samlede vurdering ud fra alle de foretagne interview og litteraturstudier, og

forsigtigt ansat, dvs. under de skøn for reduktionsmulighederne, som de enkelte forskere hver

for sig har angivet for de teknologier, de hver især arbejde med.

Ved en fortsat forskningsindsats over en længere periode vurderer vi, at yderligere

forbedringer, som kan reducere driftsomkostningerne med i alt op til ca. 40 pct. vil være mulige

Vurderingen af skalafordele (dvs. hvor meget billigere pr ton CO

større anlæg er end mindre) er usikker, fordi

forskellige leverandører, vi har talt med, har delvis forskellige vurderinger på dette punkt.

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

på 10-15 års sigt. Som det fremgår af denne analyse er der ikke enighed mellem forskerne om,

hvilke(n) teknologier, der kan blive de mest effektive på sigt. Også dette er et forsigtigt ansat

skøn på baggrund af alle foretagne interview og desk research.

Baseret på sammenlignelige forskningssatsninger vurderer vi, at det samlet vil være

nødvendigt, over nogle år, at gennemføre en intensiveret forskningsindsats for i alt ca. 1 mia.

kr., dvs. mindst 200 mio. kr. om året, hvis disse mål skal nås. Udgifterne til forskning i

”disruptive metoder” (jf. indledningen til afsnit 4) kan ske i det nuværende forskningssystem,

mens udgifterne til forskning i inkrementelle forbedringer kan ske via innovative udbud, hvor

universitetsinstitutter betales for at gå sammen med virksomheder om at udvikle nye løsninger.

Som nævnt i afsnit 9 kan der også kunne forventes et fald i anlægsomkostningerne i de

kommende år som følge af et højere produktionsomfang, læring og skarpere konkurrence, på

måske 20 pct. Disse omkostningsskøn er selvsagt usikre, og bør testes via udbud i de

kommende år.

Forholdet mellem driftsomkostninger og kapitalomkostninger er typisk i størrelsesordenen 2:1

uanset om anlægget er stort eller lille, svarende til at driftsomkostningerne til carbon capture

udgør ca. 2/3 af totalomkostningerne. Også anlægsomkostningerne kan reduceres i forhold til i

dag, men denne omkostningsreduktion vurderes mere at være afhængig af industriel skalering

end af teknologiudviklingen.

Bilag: interviewpersoner

En stor tak til de interviewede - både for at have taget sig tid til interviewet, men også for at

tjekke om deres oplysninger er anvendt korrekt. Uden deres indsats havde denne kortlægning

ikke været mulig.

Salgsdirektør Henrik Lyhne, Union Engineering

Professor John Woodley, DTU, Institut for Kemiteknik

Adm. direktør Thomas Egebo, Energinet

Adm. direktør Micheal L. Thomsen, Aalborg Portland

Institutleder Lars Ditlev Ottosen, Institut for Bio- og Kemiteknik, Aarhus Universitet

VP Ulrik Stridbæk, Jens Rømer, Lykke Mulvad Jeppesen, Jannick Hauschildt Buhl og Jens

Andersen Grymer, Ørsted

Senior VP og professor Claus Felby, Novo Fonden

Professor Nicolas von Solms, DTU, Institut for Kemiteknik

Professor Peter Vang Hendriksen, DTU, Institut for Energi

Adm. direktør Hans-Martin Friis Møller, Kalundborg Forsyning

Projektchef Freddy Garcia og Mohammad Ismail Shah, Mongsted Technology Center, Norge

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 130: Materialepakke om CCS-lagringstilladelser

LauritzenConsulting

Adm. direktør Christian Thomsen, Air Liquide

Lektor Philip L. Fosbøl, DTU, Institut for Kemiteknik

Professor Anne Meyer, DTU Bioengineering

Head of Innovation, Thomas Petithueguenin, F.L. Smidt

Direktør Anker Jacobsen, Ammongas

Direktør Thomas Sandal, KraftVarmeVærk Thisted

Senior partner Anders Spohr og Thomas Grotkjær, Novo Holding

Ole Kirk (senior director), Klaus Skaalum Lassen og Christina Lunde, Novozymes

Professor, institutdirektør Kim Dam-Johansen, DTU, Institut for Kemiteknik

Direktør Jacob H. Simonsen, projektchef Peter Blinksbjerg og sekretariatschef Peter Roulund,

Amager Ressource Center (ARC)

Adm. direktør Ole Kalør og chef for Marked og forretningsudvikling Peter Kristensen, Evida

Professor Rasmus Fehrmann, DTU, Institut for Kemi

Professor Søren Knudsen Kær, Aalborg Universitet / Re-Integrate

Projektleder Anette Münther Hansen, Dansk Gasteknisk Center