Kein Pathways, keine Pipeline: So würde Albertas großes Kohlenstoffspeicherprojekt funktionieren – wenn es gebaut wird
Es gibt keine Pipeline ohne Pathways und kein Pathways ohne Pipeline.
Diese gegenseitige Bedingung wurde in einem umfassenden Energieabkommen zwischen Alberta und Ottawa im November festgelegt.
Alberta leitet die ersten Planungs- und Genehmigungsarbeiten für eine mögliche neue Pipeline mit einer Kapazität von einer Million Barrel pro Tag zur Westküste, die den Export von Ölsandprodukten nach Asien erhöhen und die Produktion steigern soll.
Doch der „große Deal“ mit Ottawa, der den Weg für die Pipeline ebnen soll, verlangt einen signifikanten Ausgleich für die dadurch entstehenden CO2-Emissionen.
Hier kommt Pathways ins Spiel: Ein milliardenschweres Projekt, das bis 2045 jährlich 16 Millionen Tonnen Kohlendioxid aus den Ölsanden einsparen will.
Das Vorhaben wird seit etwa vier Jahren geplant, doch die beteiligten Unternehmen sowie die Provinz und die Bundesregierung haben noch keine Einigung über Kosten- und Risikoverteilung erzielt.
Das Abkommen zwischen Alberta und Ottawa setzte den 1. April als Frist für eine Dreiervereinbarung, doch die Verhandlungen sind weiterhin offen.
Das Pathways-Projekt wird von der Oil Sands Alliance (ehemals Pathways Alliance) vorgeschlagen, einem Zusammenschluss von fünf großen Ölsandunternehmen: Canadian Natural Resources Ltd., Cenovus Energy Inc., Imperial Oil Ltd., Suncor Energy Inc. und ConocoPhillips Canada.
Die Abscheidung und Speicherung von Kohlenstoff ist „wahrscheinlich der kosteneffizienteste Weg zur industriellen Dekarbonisierung in Alberta“, erklärte Brendan Frank, Vizepräsident für Politik bei Clean Prosperity, einer Organisation für Klimapolitik.
Hier eine Übersicht über die technischen und wirtschaftlichen Aspekte von Pathways:
Abscheidung
Die Mitglieder von Pathways wären verantwortlich für die Installation der CO2-Abscheidetechnik an ihren jeweiligen Ölsandstandorten.
Abgase würden aus Kesseln, Dampferzeugern und anderen Verbrennungsanlagen gesammelt.
Ein chemisches Verfahren trennt das Kohlendioxid ab, das anschließend verflüssigt und komprimiert wird.
Die Kosten variieren je nach Standort, abhängig von der Entfernung zum Speicherzentrum und der Emissionsintensität der jeweiligen Anlage, so Frank.
Transport
Ein im März von der Oil Sands Alliance veröffentlichtes Projektübersicht beschreibt den Bau eines mehr als 650 Kilometer langen Pipelinesystems, das CO2 von bis zu den Gebieten um Fort McMurray im Norden bis zu einem Speicherzentrum in der Region Cold Lake in Alberta transportieren soll.
Die Übersicht berücksichtigt nicht die Investitionen, die in den einzelnen Ölsandwerken für die Abscheidung benötigt werden.
Das Netz umfasst 16 kleine Verbindungsabschnitte, die 13 Ölsandstandorte – sowohl Tagebaue als auch dampfbetriebene Anlagen – anbinden.
Diese Zuleitungen führen das verflüssigte CO2 zu einer Haupttransportleitung, die zum Speicherzentrum führt.
Speicherung
Im Speicherzentrum wird das Gas tief unter der Erde in der Basal Cambrian Sandsteinformation injiziert, die ein bis zwei Kilometer unter der Oberfläche liegt.
Dieser poröse Sandstein bietet Hohlräume, die mit CO2 gefüllt werden können. Darüber liegt eine dicke Schicht undurchlässiges Steinsalz, das als Barriere dient, um das Kohlendioxid im Untergrund einzuschließen.
Kosten
Die Übersicht enthält keine aktuellen Kostenschätzungen, doch 2022 gab die Allianz an, dass die erste Phase bis 2030 Investitionen von 16,5 Milliarden Dollar erfordern wird.
Das Projekt steckt seit Jahren in der Schwebe, da Unternehmen, Ottawa und Alberta noch keine Einigung über die Kostenverteilung gefunden haben.
„Wir können einen Teil von Pathways finanzieren“, sagte Cenovus-CEO Jon McKenzie im April. „Aber nicht die gesamte Last.“
Die Bundesregierung bietet bereits eine Investitionssteuervergünstigung für CO2-Abscheideprojekte an, die von der Industrie als hilfreich, aber nicht ausreichend angesehen wird, um die Kosten zu decken.
Alberta verfügt über ein eigenes Förderprogramm, das 12 Prozent der förderfähigen Investitionskosten abdeckt.
In Kanada konzentriert sich die staatliche Unterstützung für CO2-Abscheidung vor allem auf die Investitionskosten, um Projekte an den Start zu bringen.
Im Gegensatz dazu tragen Unternehmen in den USA die Baukosten vorab und erhalten großzügige Steuergutschriften für den laufenden Betrieb.
Die Rolle des CO2-Preises
Die Unterstützung bei den Investitionskosten ist willkommen, erklärte Chloe McElhone, Forschungsleiterin bei Clean Prosperity. Für ein Projekt von der Größenordnung von Pathways sei jedoch langfristige Planungssicherheit entscheidend.
Die Regierungen von Alberta und Kanada einigten sich Anfang des Monats darauf, bis 2040 einen effektiven CO2-Preis von 130 Dollar pro Tonne anzustreben – das ist der Wert, zu dem CO2-Gutschriften und -Kompensationen gehandelt werden.
Mehrere Umweltgruppen kritisierten den langen Zeithorizont.
„Dieser Preisplan ist zu schwach, um die dringend benötigten privaten Investitionen für die kurzfristige Wiederbelebung des Pathways-Projekts anzustoßen“, erklärte Chris Severson-Baker, Geschäftsführer des sauberen Energie-Denkfabriks Pembina Institute.
Klimaschützer begrüßten jedoch die Aufnahme von CO2-Vertragsdifferenzen im föderalen-provincialen „Implementierungsabkommen“.
Diese Vertragsdifferenzen wirken wie eine Art Versicherung und geben Investoren in saubere Energien Sicherheit hinsichtlich der zukünftigen CO2-Preisgestaltung.
Falls eine Regierung ihre Verpflichtungen nicht einhält oder Klimapolitiken aufkündigt, übernimmt sie die alleinige Haftung für die Verträge.
Analysen von Clean Prosperity ergaben, dass CO2-Preise zwischen 130 und 150 Dollar pro Tonne ausreichen könnten, um zumindest Teile von Pathways wirtschaftlich tragfähig zu machen, so Frank.
„Ich sehe im Implementierungsabkommen einen wesentlichen Fortschritt, um das Pathways-Projekt wirtschaftlich realisierbar zu machen“, sagte er.
