Techno-Economic Assessment of Four CO2 Storage Sites

• Published in: Oil & gas science and technology Vol. 70; no. 4; pp. 753 - 766
• Main Authors: Gruson, J.-F., Serbutoviez, S., Delprat-Jannaud, F., Akhurst, M., Nielsen, C., Dalhoff, F., Bergmo, P., Bos, C., Volpi, V., Iacobellis, S.
• Format: Journal Article
• Language: English
• Published: Paris Technip 01-07-2015; EDP Sciences; Institut Français du Pétrole (IFP)
• Subjects: Aquifers; Carbon capture and storage; Carbon dioxide; Carbon sequestration; Compression tests; Cost analysis; Costs; Deployment; Discount rates; Economic analysis; Economic conditions; Economics; Electric power generation; Emissions; Energy; Engineering Sciences; Enhanced oil recovery; Evaluation; Exploitation; Feasibility studies; Financing; Fossil fuels; Incentives; Industrial plant emissions; Influents; Infrastructure; Injection; Liability; Observation wells; Oil and gas fields; Oil recovery; Other; Parameters; Power plants; Quantitative Finance; Risk Management; Storage; Surveys; Taxation; Technology; Technology assessment; Transportation; Water treatment; Water treatment plants; Denmark; Italy; United Kingdom > UK; Norway; CCS; Techno-economic assessments; Site evaluation; CO2 Emissions; Cost evaluation; Lifetime of a CO2 storage project; Carbon capture and storage; CO2 injection; Well monitoring
• ISSN: 1294-4475; 1953-8189; 2804-7699
• DOI: 10.2516/ogst/2014057

Carbon Capture and Storage (CCS) should be a key technology in order to achieve a decline in the CO2 emissions intensity of the power sector and other intensive industry, but this potential deployment could be restricted by cost issues as the International Energy Agency (IEA) in their last projections (World Energy Outlook 2013) has considered only around 1% of global fossil fuel-fired power plants could be equipped with CCS by 2035. The SiteChar project funded by 7th Framework Programme of European Commission gives the opportunity to evaluate the most influential parameters of techno-economic evaluations of four feasible European projects for CO2 geological storage located onshore and offshore and related to aquifer storage or oil and gas reservoirs, at different stages of characterization. Four potential CO2 storage sites have been assessed in terms of storage costs per tonne of CO2 permanently stored (equivalent cost based). They are located offshore UK, onshore Denmark, offshore Norway and offshore Italy. The four SiteChar techno-economic evaluations confirm it is not possible to derive any meaningful average cost for a CO2 storage site. The results demonstrate that the structure of costs for a project is heterogeneous and the storage cost is consequently site dependent. The strategy of the site development is fundamental, the technical choices such as the timing, rate and duration of injection are also important. The way monitoring is managed, using observation wells and logging has a strong impact on the estimated monitoring costs. Options to lower monitoring costs, such as permanent surveys, exist and should be further investigated. Table 1 below summarizes the cost range in Euro per tonne (Discount Rate (DR) at 8%) for the different sites, which illustrates the various orders of magnitude due to the specificities of each site. These figures have how to be considered with care. In particular the Italian and Norwegian sites present very specific features that explain the high estimated costs. For the Italian site, the short duration of CO2 injection associated with a low injection rate makes the CO2 project comparable to a demo project. The Norwegian site is an offshore site located in a virgin area with high infrastructure costs and a combination of injection duration and injection rate that makes the derived costs very sensitive to the discount rate. Table 1. Summary of the cost range in Euro per tonne (discount rate at 8%) €/t CO2 Equivalent storage cost at 8% DR Injectivity (Mt CO2/year) Injection duration (year) Base case Base case Base case UK 11.4 5 20 Denmark 3.2 1.5 40 Norway 26.6 1 40 Italy 29 1 10 The results for both UK and Danish sites confirm therefore the value range calculated by the European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP). The main uncertainties in the costs are linked both to the choice of economic parameters (e.g. injected quantities, contingencies) and to the technical choice of operations. This has been studied by sensitivity analyses: for example, if an injection rate is halved and the injection duration is doubled, the Equivalent Storage Cost (ESC) increases by 23% (UK case at 8% DR). Introducing a water production well and water treatment facilities also increases the ESC by 23%, at least on an onshore site. Techno-economic assessments were basically carried out using an 8% discount rate. For projects of long lifetime such a rate severely discounts the late cash flow, especially after 40 years, so that a discount rate of around 4% more in logic of public investment. Compared to other studies, it has to be noted that the scope of the SiteChar analysis does not consider compression and pumping cost, nor transportation cost. This simplifies the techno-economic evaluation but it may not adequately reflect the specific conditions of the individual developments and, hence, distort the comparison between different cases. Lastly, techno-economic evaluation poses questions to policy makers about the real lifetime of a CO2 storage project: what should be the abandon phase and the associated cost and what is the real value of the liability transfer after 20 years of storage? This issue is still an open question, which has been addressed in SiteChar assuming the same approach as ZEP (2011). To counterbalance these CO2 storage costs, policy makers have to set up incentives, either through ETS (Emission Trading System) credits, tax credits or public funding. To improve the commerciality of CCS, Enhanced Oil Recovery (EOR) should be taken into account in the regulation of CCS, as it is one of the rare sources for revenue from a commodity with a real market value. CO2 storage in a saline aquifer close to oil and gas fields could also be considered as a source for CO2 EOR.
La Capture et Stockage de Carbone (CSC) devrait être une technologie clé pour atteindre une baisse de l’intensité des émissions de CO2 du secteur de l’énergie et de l’industrie, mais ce déploiement potentiel pourrait être limité par les questions de coût. Ainsi l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) dans ses dernières projections (World Energy Outlook 2013) a considéré que seulement environ 1 % des centrales à combustibles fossiles de la planète pourrait être équipé de la technologie CSC en 2035. Le projet SiteChar financé par le 7e programme-cadre de la Commission européenne donne l’occasion d’évaluer les paramètres les plus influents des évaluations technico-économiques de quatre projets européens pour du stockage géologique du CO2, onshore et offshore d’une part, aquifère saline ou réservoirs de pétrole et de gaz, avec leurs différentes étapes de caractérisation d’autre part. Les quatre sites de stockage potentiels de CO2 ont été évalués en termes de coûts de stockage par tonne de CO2 stockée de façon permanente (coût actualisé). Ils sont situés au large des côtes du Royaume-Uni, au Danemark (onshore), en Norvège et en Italie en zone offshore également. Les quatre évaluations technico-économiques réalisées dans le projet SiteChar confirment qu’il est impossible d’estimer un coût moyen représentatif d’un site de stockage de CO2. Les résultats montrent que la structure des coûts des projets est hétérogène et que le coût de stockage va donc dépendre du site. La stratégie de développement du site est fondamentale, le calendrier, les choix techniques tels que le taux et la durée de l’injection sont également importants. Les options choisies pour le monitoring, les puits d’observation et le suivi géophysique ont aussi un impact fort sur les coûts. Le tableau 1 résume la fourchette du coût en Euros par tonne (avec un taux d’actualisation de 8 %) pour les différents sites, ce qui illustre les ordres de grandeur variés du fait de la nature de chaque site. Ces valeurs doivent être considérées avec précaution. En particulier, les sites italiens et norvégiens présentent des caractéristiques très spécifiques qui expliquent les coûts élevés. Pour le site italien, la courte durée de l’injection de CO2 associée à un taux d’injection faible rend le projet de stockage de CO2 comparable à un projet de démonstration. Le site norvégien est un site offshore situé dans une zone vierge avec des coûts élevés d’infrastructure et une combinaison de la durée d’injection et du taux d’injection qui rend les coûts obtenus très sensibles au taux d’actualisation retenu. Les résultats pour les deux projets au Royaume-Uni et au Danemark confirment en revanche la gamme de valeurs calculées par le biais de la plate-forme ZEP (European Technology Platform for Zéro Emission Fossil Fuel Power Plants). Les principales incertitudes des coûts sont liées à la fois au choix des paramètres économiques (la prise en compte des imprévus) et au choix technique des opérations (par exemple les quantités injectées). Cela a été étudié par des analyses de sensibilité: à titre d’exemple, si un taux d’injection est réduit de moitié et la durée d’injection est doublée, le coût actualisé de stockage est augmenté de 23 % (cas du Royaume-Uni avec un taux d’actualisation de 8 %). L’introduction d’un puits de soutirage de l’eau du réservoir et d’installations de traitement de l’eau augmente également le coût de stockage de 23 % sur un site onshore. Les évaluations technico-économiques ont été conduites en utilisant un taux d’actualisation de référence de 8 %. Pour les projets de longue durée ou à long terme un tel taux actualise fortement les flux de trésorerie tardifs de sorte qu’un taux d’environ 4 % apparait plus cohérent avec une logique d’investissement « public ». Comparée à d’autres études, il convient de noter que la portée de l’analyse SiteChar ne considère pas la compression et le coût de pompage, ni le coût de transport. Cela simplifie l’évaluation technico-économique, mais elle peut ne pas refléter adéquatement les conditions spécifiques des développements individuels et, par conséquent, fausser la comparaison entre différents cas. Enfin, l’évaluation technico-économique pose des questions aux responsables politiques au sujet de la durée de vie réelle d’un projet de stockage de CO2, sur ce que devrait être le coût associé au terme de l’exploitation (phase d’abandon) et sur la valeur réelle du transfert de responsabilité après 20 ans de stockage ? Cette question est encore une question ouverte, qui a été traitée dans le projet SiteChar avec la même approche que celui ZEP (2011). Pour compenser ces coûts de stockage du CO2, les décideurs doivent mettre en place des incitations, soit via le mécanisme des crédits ETS (Emission Trading System), crédits d’impôt ou des fonds publics. Pour améliorer la « rentabilité » de la CSC, la récupération assistée devrait être prise en compte dans la régulation de la CSC, car cette technique est l’une des rares sources indirecte de revenus possibles avec une valeur de marché réelle. Le stockage du CO2 dans un aquifère salin à proximité de champs de pétrole et de gaz pourrait également être considéré co