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Unternehmen/Allianz: Basin Electric, HTC Purenergy, Burns and McDonnell und Doosan Babcock

Standort: Antelope Valley Station, Beulah, North Dakota, USA

Feedstock: Kohle

Größe: 120 MW Windschatten eines 450-MW-Blocks (1 Mio. t CO2 jährlich bei einer Abscheidungsrate von 90 %)

Abscheidungstechnologie: Post-Combustion. HTC Purenergy Amine

CO2-Verbleib: EOR – Das CO2 wird gereinigt und unter Druck gesetzt, bevor es in die benachbarte Synfuels Plant von Dakota Gasification eingespeist wird, die bereits über eine 205 Meilen (330 km) lange CO2-Pipeline für EOR in Kanada verfügt

Zeitplan: Gestrichen. Ursprünglicher Zeitplan war der kommerzielle Betrieb (2012)

*Projekt wird aufgrund von Kosten- und Zeitproblemen gestrichen (Dezember 2010)

Motivation/Wirtschaftlichkeit:

Die Gesamtkosten des Projekts belaufen sich auf 387 Mio. $. Der Anteil des DOE an den Kosten beträgt 100 Mio. $ (26 %).

Zuweisung eines Zuschusses in Höhe von 100 Mio. USD durch das DOE (Juli 2009). Gewährung eines Darlehens von 300 Mio. USD durch das USDA im Januar 2009. Die geschätzten Kosten beliefen sich auf 287 Mio. USD.

Basin Electric gab im Dezember 2010 bekannt, dass die Kosten und der Zeitplan eines geplanten CCS-Projekts in der Antelope Valley Station die Leitung des Kraftwerks dazu veranlasst haben, das Projekt auf unbestimmte Zeit zu verschieben.

Ursprünglich hatte Basin Electric die Kohlenstoffabscheidungstechnologie ECO2 von Powerspan ausgewählt. Im Dezember 2009 ersetzte Basin Electric jedoch Powerspan durch HTC Purenergy, um die CO2-Abscheidung zu betreiben.

Am 1. Juli 2009 kündigte Minister Chu eine DOE-Finanzierung in Höhe von 100 Millionen Dollar für ein Projekt an, das etwa 1 Million Tonnen CO2 pro Jahr aus einem 120-MW-Gasstrom des Kraftwerks Antelope Valley in der Nähe von Beulah, ND, abscheiden würde. Im Dezember 2010 zog die Basin Electric Power Cooperative ihr Projekt aus dem CCPI-Programm zurück und begründete dies mit der regulatorischen Unsicherheit in Bezug auf die CO2-Abscheidung, der Ungewissheit über die Kosten des Projekts (eine Quelle gibt an, dass das Unternehmen die Gesamtkosten auf 500 Mio. USD schätzte; das DOE schätzte 387 Mio. USD), der Ungewissheit über die Umweltgesetzgebung und dem Fehlen einer langfristigen Energiestrategie für das Land.Das Projekt hätte das abgeschiedene CO2 in eine bestehende Pipeline eingespeist, die CO2 von der Great Plains Synfuels Plant in der Nähe von Beulah zur verbesserten Ölgewinnung im kanadischen Weyburn-Feld etwa 200 Meilen nördlich in Saskatchewan transportiert.

Projektlink: Antelope Valley Basin Electric website is no longer available

Weitere Quellen und Pressemitteilungen:
Carbon Capture and Sequestration: Research, Development, and Demonstration at the U.S. Department of Energy (Juni 2013)
Basin Electric gibt Antelope Valley auf (Dezember 2010)
Doosan Babcock schließt sich dem CCS-Projekt von Basin Electric an (Dezember 2009)
HTC Purenergy schließt sich dem CCS-Projekt an (Dezember 2009)
Pressemitteilung: DOE bewilligt 100 Millionen US-Dollar (Juli 2009)
Basin Electric Website
HTC Purenergy Website