Eine blau / grüne Energiewende

Der North Sea Wind Power Hub sieht eine Reihe von Hubs vor, die ein Netz über die Nordsee schaffen würden. (Bild: Das North Sea Wind Power Hub-Konsortium)

In den letzten 12 Monaten hat sich im Dialog um Big Oil und Klima eine seismische Verschiebung vollzogen. Es ändert sich, wie sich das große Öl an dem orientiert, was viele als Energiewende bezeichnen. Klimaziele - staatlich, international und branchenorientiert - sowie das Anlegerverhalten (Kapitalflucht aus fossilen Brennstoffen) treiben den Wandel voran.

Die Landschaft verändert sich tatsächlich. Andy Kinsella, Group CEO bei Mainstream Renewable Power, sagt, dass weltweit doppelt so viel Kapital in Wind und Solar investiert wird wie in Kohle, Öl, Gas und Atomkraft. In den achtziger Jahren waren sieben der zehn größten Unternehmen des S & P 500 Öl und Gas. Jetzt gibt es nur noch einen, fügt er hinzu.

Das hat zur Folge, dass Unternehmen - Betreiber und ihre Lieferkette - nicht mehr von sich als Öl- und Gasunternehmen sprechen. Sie sind Energieunternehmen, die Energie „sicherer, sauberer und effizienter für Menschen und den Planeten“ machen. Vortrag über die Energiewende und die Dekarbonisierung beherrschten die wichtigsten Konferenzveranstaltungen von Offshore Europe im September in Aberdeen - als diese Themen bei der vorherigen Veranstaltung noch keine Rolle spielten.

Es ist jedoch keine völlig neue Bewegung. Shell zum Beispiel hat eine Weile über saubereres Gas gesprochen. Die Verantwortlichen der Öl- und Gasindustrie berichten über den Übergang von Shell in ein breiteres Energiegeschäft. "Shell ist einer der größten Stromhändler", sagte Jo Coleman, Manager für Energiewende bei Shell, gegenüber Offshore Europe. Shell sehe eine große Zukunft in Bezug auf Ladestationen, Tankstellen und Privathaushalte sowie den Versuch, die Nachfrage nach Wasserstoff zu steigern und die Abscheidung und Speicherung von Kohlenstoff (CCS) zu entwickeln.

Aker Solutions hat die Carbon Capture-Technologie Just Catch entwickelt, die für Offshore-Anlagen geeignet ist. (Bild: Aker Solutions)

Zusagen machen
Es sind nicht nur die Majors. Auf der Offshore Europe hat der Branchenverband Oil & Gas UK (OGUK) eine Roadmap bis 2035 veröffentlicht: Ein Konzept für „Netto-Null“, in der Maßnahmen von Industrie, Regierung und Aufsichtsbehörden zur Emissionsreduzierung gefordert werden (die britische Öl- und Gasförderung macht 3% aus). OGUK) und helfen bei der Entwicklung und Vermarktung von Technologien wie CCS und Wasserstoff. In der gleichen Woche startete das öffentlich finanzierte Oil & Gas Technology Center (OGTC) ein Net Zero Solutions Center.

Anfang des Jahres unterzeichnete der niederländische Verband für die Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas (NOGEPA) mit der niederländischen Regierung eine Vereinbarung, mit der die Methanemissionen innerhalb von zwei Jahren um die Hälfte gesenkt werden sollen - von 8.562 Tonnen Methan pro Jahr im Jahr 2017 auf 4.281 Tonnen pro Jahr bis zum Dezember 2020. In der Zwischenzeit wird die Regierung dort auch eine Studie durchführen, um nach Möglichkeiten zu suchen, diese weiter zu reduzieren, beispielsweise durch die Elektrifizierung von Offshore-Plattformen. NOGEPA räumt jedoch ein, dass dies Anreize sowie einen garantierten Zugang zum Offshore-Stromnetz erfordern könnte.

Holländischer Mut
Die Niederländer haben bereits darüber nachgedacht, wie sie ihr Energiesystem besser verbinden und wie Offshore-Windkraftanlagen, Gasplattformen, Wasserstoffproduktion und das Stromnetz besser miteinander verbunden werden können, um die vorhandene Infrastruktur optimal und umweltfreundlich zu nutzen. Rene Peters vom niederländischen Forschungsunternehmen TNO meint, dass dies bedeuten könnte, Offshore-Plattformen zu elektrifizieren, was an einigen Orten bereits geschieht, aber es könnte noch mehr getan werden. So verbinde er Stromverbraucher mit Generatoren wie Windparks und erschließe dabei möglicherweise Randfelder, sagte er im Oktober auf der Offshore-Energiekonferenz in Amsterdam.

Eine weitere Option ist Gas to Wire, bei der Erdgas offshore in Strom umgewandelt und dann onshore per Draht gesendet wird. Laut Peters wurden im niederländischen Sektor nur wenige Optionen dafür gefunden. Laut einer Studie der britischen Öl- und Gasbehörde aus dem vergangenen Jahr konnten 16 potenzielle Projekte in der britischen Nordsee untersucht werden. Eine praktikablere Option in den Niederlanden könnte die Offshore-Wasserstoffproduktion sein, bei der Erdgas und / oder Offshore-Wind zum Antrieb des Prozesses verwendet werden und der Wasserstoff dann durch das vorhandene Pipelinenetz transportiert wird.

Equinor treibt das Projekt Hywind Tampen voran, das Gullfaks und Snorre mit Strom aus schwimmendem Offshore-Wind versorgen wird. (Bild: Equinor)

Grüner und blauer Wasserstoff
Tatsächlich wurde ein zweijähriges Pilotprojekt für „grünen“ Wasserstoff (ohne Verwendung fossiler Brennstoffe) vereinbart, das PosHydon heißt und aus der öffentlich-privaten Partnerschaft von North Sea Energy hervorgegangen ist. Ab 2020 soll Neptune Energy in Zusammenarbeit mit der Wiederverwendungsgruppe NexStep und TNO einen Wasserstoffelektrolyseur mit einer Leistung von 1 Megawatt (MW) auf seiner 13 Kilometer (km) entfernten Q13a-Plattform (der ersten niederländischen Anlage mit Landanschluss) errichten . Der aus Meerwasser elektrolysierte Wasserstoff wird dann mit dem Gas gemischt und in der vorhandenen Pipeline an Land geleitet, um Strom zu erzeugen. Zukünftig könnte diese Idee mit Offshore-Windparks verknüpft werden, um Intermittenzprobleme auszugleichen. Anstatt Windparks zu schließen, wenn sie über die Produktion hinausgehen, kann die Energie in Wasserstoff umgewandelt werden.

Das Potenzial für die Nutzung von Offshore-Plattformen für die Wasserstofferzeugung mit Strom aus erneuerbaren Quellen, die auch in der Nähe liegende Randfelder unterstützen, sowie für den Wasserstoffexport an Land wird auch in Großbritannien geprüft. Das Projekt zur Wasserstoff-Offshore-Produktion (HOP), an dem das OGTC, das Umweltberatungsunternehmen Aquatera, NOV, Doosan Babcock, die Cranfield University und das Europäische Meeresenergiezentrum (EMEC) auf der schottischen Insel Orkney beteiligt sind, prüft die möglichen Technologietypen die Transportlogistik und das Potenzial zur Nutzung von umfunktionierten Offshore-Anlagen gewöhnt sein. Hayleigh Pearson, ein Projektingenieur im Marginal Developments Solution Center des OGTC, erklärte beispielsweise gegenüber Offshore Europe, dass auf einer kleinen südlichen Nordseeplattform wie Markham vier Polymerelektrolytmembran-Elektrolyseeinheiten untergebracht werden könnten, um 3.500 Kilogramm (kg) grünen Wasserstoff zu erzeugen Ein Tag (der 10 Busse mit einer Länge von jeweils 3500 km antreiben könnte, sagt sie). Eine größere Nordsee-Plattform könnte vielleicht 22 Dampf-Methan-Reformer aufnehmen und 12.000 kg „blauen“ Wasserstoff (hergestellt mit fossilen Brennstoffen) pro Tag produzieren. Derzeit laufen Projektstudien mit einem Onshore-Testzentrum in Flotta, einer Insel vor dem Festland von Orkney.

Währenddessen entwickelt das belgische Ingenieurbüro Tractebel, das zu Engie gehört, ein Konzept für eine Offshore-Plattform, mit der Strom aus Offshore-Windparks mithilfe von Elektrolyse in grünen Wasserstoff umgewandelt werden soll.

Auf der Q13a-Plattform von Neptune Energy soll im Rahmen eines niederländischen Pilotprojekts eine HDyrogen-Produktionsanlage entstehen. (Foto: Neptune Energy) Eine verbundene Nordsee
Wasserstoff würde auch im North Sea Wind Power Hub, einer Mega-Insel vor der Küste, als Drehscheibe für den Anschluss von großen Windparks und die Versorgung verschiedener Länder rund um die Nordsee mit Strom zum effektiven Netzmanagement eingesetzt. Es ist ein Konzept, das 2016 von einem niederländischen Konsortium lanciert wurde. In diesem Jahr wurde eine Machbarkeitsstudie abgeschlossen. Laut Jasper Vis, Senior Advisor bei Tennet, einem der Projektpartner, ist dies machbar. Anstelle einer einzigen großen Insel wären jedoch eine Reihe kleinerer - wenn auch immer noch großer - Inseln, entweder künstliche Inseln oder traditionellere Plattformen, je nach Meeresboden besser geeignet, wenn Strom in Wasserstoff umgewandelt würde, wenn zu viel Strom erzeugt würde, sagte er Offshore-Energie.

Dies würde den Niederlanden passen, die große Ambitionen im Bereich Offshore-Windkraft haben, aber nur ein begrenztes Stromnetz. Rob van der Hage, Geschäftsführer Offshore bei Tennet, erklärte gegenüber Offshore Energy, dass der erste Hub bis 2025 gebaut werden könne. Dies würde Netzprobleme lindern. Nach Angaben von Hage sind nach dem Bau aller Offshore-Windparks, die bereits bis 2023 geplant sind, nur noch 7 Gigawatt (GW) Kapazität im Netz vorhanden. Die Möglichkeit, Strom auf verschiedenen Wegen an Land zu bringen, z. B. als Wasserstoff, ist eine Option. Die Herausforderung bestehe darin, Nachfrage nach Wasserstoff zu schaffen.

Reinigungsindustrie
Ein weiteres niederländisches Projekt, H-Vision, das von TNO mit Partnern wie Air Liquide, BP, Gasunie, Shell und Uniper geleitet wird, strebt die Errichtung eines 3,2-GW-Blauwasserstoffkraftwerks im Gebiet Maasvlakte in der Nähe von zwei bestehenden Kraftwerken an, um 20% der Leistung zu erbringen Wärme und Strom im Raum Rotterdam. Eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) ist für 2021 geplant, mit dem ersten Wasserstoff im Jahr 2026. Dieses Projekt wird auf CCS beruhen, wobei ein Teil, wenn auch nicht der gesamte CO2-Ausstoß in einem anderen Projekt, dem Porthos ( Hafen Rotterdam CO2Transport Hub & Offshore Storage) CCUS-Projekt (Carbon Capture Utilization and Storage), das von der Hafenbehörde Rotterdam mit den Partnern Gasnuie und EBN (eine staatliche Energieorganisation) geleitet wird. Ziel ist es, der Industrie im Rotterdamer Hafengebiet CO2 zu entziehen, es an Gewächshäuser zu liefern, das Pflanzenwachstum zu fördern und es über die 21 km vor der Küste gelegene P18a-Plattform von Taqa vor der Küste zu lagern. „Wir gehen davon aus, dass wir bis 2030 jährlich zwischen 2 und 5 Millionen Tonnen CO2 einspeichern können“, heißt es auf der Website des Projekts. Die FID soll Ende nächsten Jahres mit dem Start im Jahr 2023 beginnen.

Inzwischen beschäftigt sich auch der norwegische Betreiber Equinor mit Wasserstoff. Im britischen H21-Projekt wurde versucht, das Erdgassystem im Norden Englands auf Wasserstoff umzustellen und dabei 100 km vor der Küste erzeugtes CO2 zu speichern. Eine Machbarkeitsstudie wurde durchgeführt, eine Front-End-Studie zu Engineering und Design (FEED) wurde jedoch noch nicht finanziert. Equinor beteiligt sich auch an Zero Carbon Humber, einem kleineren Projekt zur Speicherung von CO2 aus dem Drax-Kraftwerk, einem ehemaligen Kohlekraftwerk, das in Biomasse umgewandelt wurde.

In den Niederlanden ist Equinor auch Teil von Magnum, einem Projekt zur Umrüstung einer kombinierten Gasturbine auf Wasserstoff und zur Speicherung des CO2. „Wir brauchen alles, was Erdölingenieure von der Geologie über Bohrungen bis hin zu Fertigstellungen für Stakeholder-Manager von Schiffen bieten können“, sagte Anna Korolko, Leiterin für kohlenstoffarme Technologien bei Equinor, gegenüber Offshore Europe.

CCS
CCS und Kompetenzen aus der Öl- und Gasindustrie spielen in diesem Bild eine große Rolle. Astley Hastings, ein wissenschaftlicher Mitarbeiter an der Universität von Aberdeen, der nach seiner Karriere bei Schlumberger in Systembiologie promoviert hatte, sagte, die Öl- und Gasindustrie habe "alle Karten in der Hand, um global zu dekarbonisieren", nicht zuletzt um CCS. Viele Branchen - Düngemittel-, Beton- und Stahlerzeugung - werden Probleme mit der Dekarbonisierung haben, weshalb CCS benötigt wird, sagt er.

Es ist machbar. "Die CO2-Injektion zur verbesserten Ölrückgewinnung (EOR) erfolgt seit 50 Jahren", sagte er gegenüber Offshore Europe. „Trennung (Technologie) ist ausgereift. Die Metallurgie ist bekannt und es sind mehrere Pilotprojekte aktiv. Wir verstehen die CO2 / Gesteinschemie ziemlich gut und weitere Forschungen sind im Gange. Mehrere Regierungen haben Projekte gesponsert.

Aber CCS war auf einem holprigen Weg. International gibt es nur wenige Projekte. Zwei konkurrierende Projekte in Großbritannien wurden im Jahr 2015 gestoppt, nachdem die staatliche Finanzierung eingestellt wurde. Das norwegische Snohvit-Projekt speichert 0,7 Mio. t CO2 pro Jahr in einem Grundwasserleiter über eine 153 km lange Pipeline und einen Brunnen. Um alle fossilen Emissionen aus der weltweiten Stromerzeugung bis 2040 zu speichern, müssten 20.500 Snohvits eingesetzt werden (um geschätzte 15,4 Milliarden Tonnen CO2 pro Jahr zu speichern).

Aus Eicheln wachsen Eichen
Ein Projekt, das jetzt an Fahrt gewinnt, ist Acorn. Pale Blue Dot, sein Projektentwickler, sicherte sich 2018 die erste CO2-Speicherlizenz Großbritanniens für das Projekt. In diesem Jahr sicherte er sich EU-Mittel und neue Partner, darunter Shell und Chysaor. Die Idee ist, die Reformierung eines Teils des Erdgases, das im nordschottischen St Fergus-Terminal ankommt (das 35% des britischen Erdgases verarbeitet), zu kombinieren, um blauen Wasserstoff zu erzeugen und das dabei entstehende CO2 zu binden, um es dann in küstennahen Feldern zu speichern. Wiederverwendung bestehender Pipelines, z. Miller, Goldeneye oder Atlantic. Es würde auch CO2 speichern, das über eine Onshore-Pipeline vom Zentralgürtel Schottlands gesendet und per Schiff zum Hafen von Peterhead transportiert wird.

Sam Gomersall, Commercial Director bei Pale Blue Dot, erklärte gegenüber Offshore Europe, dass bereits daran gearbeitet werde, einen Wasserstoffgehalt von 2% im Erdgasnetz zuzulassen. Ein Projekt in Aberdeen beabsichtigt, diese Zahl vor Ort auf 20% und nach der Umstellung der Infrastruktur auf 100% zu erhöhen. Die Gruppe finanziert das Pre-Front-End-Engineering und -Design mit Erdgas und geht davon aus, dass ein Projekt bis 2024 laufen könnte.

Owain Tucker - Global Deployment Leader - für die Speicherung von CO2 bei Shell wies die Teilnehmer von Offshore Europe auf bestehende Initiativen wie das Technologiezentrum Mongstad in Norwegen und Projekte wie Gorgon in Australien hin, die 3,4 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr binden werden und das Kraftwerk Boundary Dam, in dem das erzeugte CO2 mithilfe der Shell-Technologie aufgefangen und 25 Jahre lang mit einer Rate von 1 Million Tonnen pro Jahr gespeichert wird.

Pale Blue Dot leitet das CCS-Projekt Acorn, bei dem Kohlenstoff vor der Küste Schottlands gespeichert wird. (Bild: Hellblauer Punkt)

Nordlichter
Es gibt auch das Nordlicht in Norwegen, das von Equinor mit den Partnern Shell und Total geführt wird. Dies könnte dazu führen, dass CO2 von Industrieanlagen an Land zu einem Küstenstandort transportiert wird, von wo es zur Speicherung vor der Küste in einen Salzwasserleiter geleitet wird. Equinor hat eine Lizenz für Northern Lights und wird voraussichtlich 2020 eine endgültige Investitionsentscheidung treffen, sagt Anna Korolko, Leiterin der kohlenstoffarmen Technologie bei Equinor, und plant, den Betrieb Ende 2023 aufzunehmen. Equinor betreibt CCS bereits seitdem bei Sleipner 1996 wurden bisher 23 Millionen Tonnen gelagert. Es gibt auch das Snohvit CCS.

Ein weiteres Projekt, Aramis in den Niederlanden, möchte CO2 aus dem Raum Rotterdam speichern. Dies wird von NAM, Total und EBN geprüft, die die K- und L-Offshore-Blöcke als Speicherstandorte betrachten, sagte Esther Vermolen, Opportunity Manager Energy Storage bei NAM / Shell, gegenüber Offshore Energy. NAM beabsichtigt außerdem, die 90 km vor der Küste gelegene K14-Plattform mit Windkraft zu elektrifizieren und 130.000 Tonnen CO2 pro Jahr einzusparen. Die NAM prüfe genau, wie die CO2-Injektion funktionieren wird, und erwäge auch die Speicherung von Wasserstoff in erschöpften Feldern, sagte sie.

Der CCS-Prozess kann auch offshore durchgeführt werden, um die Emissionen von Anlagen zu reduzieren. Aker Solutions bietet Just Catch an, eine CCS-Technologie für Offshore-Anlagen, bei denen sie möglicherweise zu weit vom Ufer entfernt sind, um eine Stromverbindung herzustellen, so Ragnhild Stokholm, Low Carbon Champion im Unternehmen. Eine kürzlich für Equinor durchgeführte Studie ergab, dass zwei Züge jährlich 240.000 Tonnen CO2 an Bord von Turbinen einsparen können, indem das eingefangene CO2 in Wasser aufgelöst und dann eingespritzt wird.

Eine weitere Option ist die Nutzung erneuerbarer Energien zur Reduzierung der Emissionen von Offshore-Anlagen. Norwegen war an dieser Front führend, zunächst von der Küste aus, beispielsweise aus Norwegens Wasserkraftwerken. Troll war das erste Feld, das im Jahr 2005 an Land ging, gefolgt von Valhall im Jahr 2011, wobei mehr davon, zuletzt Johan Sverdrup, andere mit Strom versorgen werden.

Equinor geht noch einen Schritt weiter und installiert schwimmenden Offshore-Wind in der Nähe von Plattformen, um Strom zu liefern. Im Rahmen des Tampen-Projekts, das 2022 in Betrieb gehen soll, werden 11 schwimmende 8-MW-Turbinen installiert, die 35% des jährlichen Strombedarfs der fünf 140 km vom Ufer entfernten Plattformen Snorre A und B, Gullfaks A, B und C decken in 260-300 Metern Wassertiefe. Im Oktober vergab Equinor für das Projekt Aufträge im Wert von rund 3,3 Mrd. NOK (360 Mio. USD) an Kværner (Unterbauten), Siemens Gamesa Renewable Energy (Turbinen), JDR Cable System (Kabel) und Subsea 7 (Installation und Anschluss).

Dies sind nur einige der Projekte, die derzeit geprüft werden - und zwar nur in Europa. Es scheint viel Platz zum Laufen zu geben. Es wird die nächste Herausforderung sein, diese Projekte wirtschaftlich zum Laufen zu bringen. Wenn diese Herausforderung gemeistert wird, sieht die Zukunft grün aus. Oder vielleicht blau.

Equinor leitet das Northern Lights-Projekt, das Teil eines Projekts zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung in der gesamten Wertschöpfungskette vor der Küste Norwegens ist. (Bild: Equinor)