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この二酸化炭素回収・貯留プロジェクト一覧は、二酸化炭素回収・貯留のための世界的な産業規模のプロジェクトに関する資料を提供しています。グローバルCCS研究所によると、2020年には年間約4,000万トンのCO2回収能力を持つCCSが稼働しており、さらに年間5,000万トンの能力を持つCCSが開発中でした。[ 2 ]世界では毎年約380億トンのCO2が排出されているため、[ 3 ] CCSは2020年の総排出量の約1,000分の1を回収したことになります。
サラーでは、 CO2注入を伴う陸上ガス田が稼働していました。CO2は生産ガスから分離され、1,900 m の深さにあるクレチバ地質層に再注入されました。 [ 4 ] 2004 年以降、天然ガスの抽出中に約 3.8 Mt の CO2が回収され、貯蔵されました。シールの完全性、亀裂やキャップロックへの漏洩の可能性、クレチバ炭化水素リース外への CO2 の移動に関する懸念から、2011 年 6 月に注入が一時的に停止されました。注入は再開されておらず、プロジェクトの期間中に CO2 の漏洩は報告されていません。 [ 5 ]
2020年代初頭、政府は陸上と海上両方でCCSに3億豪ドル以上を割り当てた。[ 6 ]
カナダ政府は、2008年から2018年の期間にCCSプロジェクトに18億ドルの資金を投入しました。主なプログラムは、連邦政府のクリーンエネルギー基金、アルバータ州の炭素回収・貯留基金、サスカチュワン州、ブリティッシュコロンビア州、ノバスコシア州の政府です。カナダは、2009年にオバマ政権によって開始された米国・カナダクリーンエネルギー対話を通じて米国と緊密に協力しています。[ 7 ] [ 8 ]
アルバータ州は、2013/2014年度に1億7000万ドル、そして15年間で総額13億ドルを投じて、2つの大規模なCCS（二酸化炭素回収・貯留）プロジェクトに資金を提供することを約束した。
Enhance Energy が先駆的に取り組んだ12 億カナダドルのアルバータ州カーボン幹線パイプラインプロジェクト (ACTL) は、2020 年 6 月に本格稼働を開始しました。これは現在、世界最大の二酸化炭素回収・貯留システムであり、アルバータ州の Agrium 肥料工場と North West Sturgeon 製油所から CO2 産業排出物を回収する 240 km のパイプラインで構成されています。 回収された CO2 は、成熟した Clive 油田に送られ、EOR (強化石油回収) および永久貯留に使用されます。フル稼働時には、年間1,460 万トンの CO2 を回収できます。参考までに、これは260 万台以上の自動車から排出されるCO2を回収することに相当します。 [ 9 ] [ 10 ]
クエスト炭素回収・貯留プロジェクトは、アサバスカ・オイルサンド・プロジェクトで使用するためにシェル・カナダによって開発されました。これは、世界初の商業規模のCCSプロジェクトとして挙げられています。[ 11 ]建設は2012年に始まり、2015年に終了しました。回収ユニットは、カナダのアルバータ州にあるスコットフォード・アップグレーダーに設置されており、そこではオイルサンドからビチューメンを合成原油にアップグレードするために水素が生産されています。水素を生産する蒸気メタンユニットは、副産物としてCO2を排出します。回収ユニットは、アミン吸収技術を使用して蒸気メタンユニットからCO2を回収し、回収されたCO2はフォート・サスカチュワンに輸送され、基底カンブリア砂岩と呼ばれる多孔質の岩層に注入されます。2015年から2018年にかけて、このプロジェクトは年間100万トンのペースで300万トンのCO2を貯留しました。[ 12 ] [ 13 ]
アドバンテージ・エナジーの子会社であるエントロピーは、アルバータ州ヴァルハラ近郊のグレイシャー発電所で隔離プロジェクトを実施しており、2022年時点で年間0.2 MTのCO2を貯蔵している。 [ 14 ]
2022年、アルバータ州エネルギー省は、総面積1000万ヘクタールに及ぶ25件のCO2隔離評価ライセンスを付与した。 [ 15 ]
サスカパワーが所有するバウンダリーダム発電所は、1959年に稼働を開始した石炭火力発電所です。2010年、サスカパワーは褐炭を燃料とする3号機に二酸化炭素回収装置を設置する改修工事を行うことを決定しました。このプロジェクトは2014年に完了しました。改修工事では、燃焼後アミン吸収技術が利用されました。回収されたCO2は、ウェイバーン油田での強化石油回収（EOR）に使用するため、セノバスに売却される予定でした。EORに使用されなかったCO2は、アクイストアプロジェクトで使用され、深層塩水帯水層に貯留される予定でした。多くの問題により、3号機とこのプロジェクトは予想通りに稼働できませんでしたが、2017年8月から2018年8月までの間、3号機は平均して1日あたり65%稼働しました。このプロジェクトの二酸化炭素回収定格容量は100万トン/年です。[ 16 ] [ 17 ] [ 18 ]他のユニットは2024年までに段階的に廃止される予定です。改修された1つのユニットの将来は不明です。[ 19 ]
ダコタ・ガスが所有するグレートプレーンズ合成燃料プラントは、石炭から合成天然ガスとさまざまな石油化学製品を生産する石炭ガス化プラントです。プラントは1984年に操業を開始し、CCSは2000年に開始されました。2000年、ダコタ・ガスはプラントを改修し、カナダのウェイバーン油田とミデール油田でのEORのために、CO2をセノバスとアパッチ・エナジーに販売する計画を立てました。ミデール油田には0.4 Mtpa、ウェイバーン油田には2.4 Mtpaが注入され、合計注入容量は2.8 Mtpaです。ウェイバーン・ミデール二酸化炭素プロジェクト（またはIEA GHGウェイバーン・ミデールCO2モニタリングおよび貯留プロジェクト）がそこで実施されました。研究が終了した後も注入は継続されました。2000年から2018年の間に、30 Mt以上のCO2が注入されました。[ 20 ] [ 21 ] [ 22 ]
2019年時点で、石炭は中国のエネルギー生産の約60%を占めている。[ 23 ] CO2排出量の大部分は、石炭火力発電所または石炭化学プロセス（合成アンモニア、メタノール、肥料、天然ガス、CTLの生産など）から発生している。[ 24 ] IEAによると、中国の900ギガワットの石炭火力発電容量のうち約385ギガワットはCCSに適した場所の近くにある。[ 25 ] 2017年時点で、3つのCCS施設が稼働中または建設の最終段階にあり、天然ガス処理または石油化学生産からCO2を回収している。少なくとも8つ以上の施設が初期計画および開発段階にあり、そのほとんどは発電所の排出量を対象とし、EORの注入を目標としている。[ 26 ]
中国最大の二酸化炭素回収・貯留プラントである国華金街石炭火力発電所は2021年1月に完成した。このプロジェクトは、90%の回収率で年間15万トンの二酸化炭素排出を抑制することが期待されている。[ 27 ]
中国初の二酸化炭素回収プロジェクトは、吉林省松原市の吉林油田です。2009年にパイロットEORプロジェクトとして開始され[ 28 ] 、中国石油天然気集団公司（CNPC）の商業運転へと発展しました。最終開発段階は2018年に完了しました[ 26 ] 。CO2の供給源は近隣の長嶺ガス田で、約22.5%の天然ガスが抽出されます。天然ガス処理プラントで分離された後、CO2はパイプラインで吉林に輸送され、低浸透性油田で37%の原油回収率向上のために注入されます[ 29 ] 。商業運転能力では、現在この施設は年間0.6 MtのCO2を注入しており、これまでの累計注入量は110万トンを超えています[ 26 ] 。
Sinopec is developing a carbon capture unit whose first phase was to be operational in 2019. The facility is located in Zibo City, Shandong Province, where a fertilizer plant produces CO2 from coal/coke gasification.[30] CO2 is to be captured by cryogenic distillation and will be transported via pipeline to the nearby Shengli oil field for EOR.[31] Construction of the first phase began by 2018, and was expected to capture and inject 0.4 Mt CO2 per year. The Shengli oil field is the destination for CO2.[31]
Yanchang Petroleum is developing carbon capture facilities at two coal-to-chemical plants in Yulin City, Shaanxi Province.[32] The first capture plant is capable of capturing 50,000 tonnes per year and was finished in 2012. Construction on the second plant started in 2014 and was expected to be finished in 2020, with a capacity of 360,000 tonnes per year.[24] This CO2 will be transported to the Ordos Basin, one of China's largest coal, oil, and gas-producing regions with a series of low- and ultra-low permeability oil reservoirs. Lack of water has limited the use of water for EOR, so the CO2 increase production.[33]
2008年から2014年まで、シュプレンベルク市の南約4キロメートル（2.5マイル）にあるシュヴァルツェ・プンペ発電所は、世界初のCCS石炭火力発電所のデモンストレーション施設でした。[ 34 ]この小型パイロットプラントは、アルストム社製の酸素燃焼ボイラーで稼働し、飛灰と二酸化硫黄を除去するための排ガス浄化設備も備えています。スウェーデンの企業Vattenfall ABは、2008年9月9日に稼働を開始したこの2年間のプロジェクトに約7,000万ユーロを投資しました。30メガワットの定格出力を持つこの発電所は、将来の本格的な発電所のプロトタイプとして機能するパイロットプロジェクトでした。[ 35 ] [ 36 ] 1日あたり240トンのCO2が、空のガス田に注入するために350キロメートル（220マイル）トラックで運ばれていました。ドイツのBUNDグループはこれを「ごまかし」と呼んだ。石炭1トンを燃焼するごとに、3.6トンのCO2が生成された。[ 37 ]シュヴァルツェ・プンペのCCSプログラムは、採算が合わないコストとエネルギー消費のため、2014年に終了した。[ 38 ]
2007年現在、ドイツの電力会社RWEは、 BASF（洗剤供給会社）およびリンデエンジニアリングと共同で建設した褐炭火力発電所ニーダーアウセムでパイロット規模のCO2スクラバーを運用している。[ 39 ]
苫小牧CCS実証プロジェクトは、北海道苫小牧市で株式会社ジャパンCCS（JCCS）が主導する進行中のプロジェクトです。[ 40 ]経済産業省の資金提供を受け、 NEDOの委託を受けて、JCCSは2012年から苫小牧サイトでCO2回収、注入、地質学的測定などのCCS関連の研究を主導してきましたが、注入されたCO2が当初提案された30万トンをわずかに上回る30万12トンに達したため、 2019年11月22日にCO2注入は終了しました。
CO 2の供給源は、出光興産の近隣の石油精製所で、1.4 km (0.87 mi) のパイプラインで苫小牧 CCS サイトに接続されていました。アミンガス処理により 99% 以上の純度のCO 2が得られ、その後、注入施設に送られ、そこで圧縮されて 2 つの別々の海底貯留層に注入されました。貯留層は、それぞれ水深 1000 ～ 1200 m (3280 ～ 3940 フィート) と 2400 ～ 3000 m (7875 ～ 9840 フィート) の下部第 4紀萌別層 (砂岩で構成) と中新世滝ノ上層 (火山岩と火山砕屑岩で構成) に位置しています。 [ 41 ]将来的には、この施設は、液化 CO 2 を容器から直接貯留層に移送する試験サイトとして使用される可能性があります。
2018年の北海道東伊振地震の後、JCCSが行った調査により、貯水池には目立った損傷はなく、地震とCCS施設との直接的な関連性も確認できなかったことが明らかになった。[ 42 ]
ノルウェーのモンスタッドにあるCO2技術センター（TCM）は、 2009年に建設が開始され、2012年に完成しました。このセンターには、2つのCO2回収技術プラント（高度アミン法と冷却アンモニア法）があり、どちらも2つの発生源からの排ガスを回収します。これらの発生源には、ガス火力発電所と製油所のクラッカー排ガス（石炭火力発電所の排ガスに類似）が含まれます。
さらに、モンスタッドの敷地には本格的なCCS実証プラントも計画されていた。プロジェクトは2014年、2018年、そして無期限に延期された。[ 44 ]プロジェクト費用は9億8500万米ドルにまで上昇した。[ 45 ]その後、2011年10月、Aker SolutionsはAker Clean Carbonへの投資を償却し、炭素隔離市場は「死んだ」と宣言した。[ 46 ]
2013年10月1日、ノルウェーは、二酸化炭素回収・貯留を担うノルウェー国営企業Gassnovaに対し、モンスタッド以外での二酸化炭素回収・貯留に関する契約を締結しないよう要請した。[ 47 ]
2015年、ノルウェーは実現可能性調査を検討しており、2020年までに本格的な二酸化炭素回収実証プロジェクトを実施することを望んでいた。[ 48 ]
2020年、同社は「ロングシップ」（ノルウェー語で「Langskip」）を発表した。この27億ユーロのCCSプロジェクトは、ブレヴィクにあるノルセムのセメント工場の二酸化炭素排出量を回収して貯留する。また、フォルタム・オスロのヴァルメ廃棄物焼却施設への資金提供も計画している。最後に、エクイノール、シェル、トタルの共同プロジェクトである輸送・貯蔵プロジェクト「ノーザンライツ」への資金提供も行う。このプロジェクトでは、回収施設からヴェストラン県のオーイガルデン自治体にあるターミナルまで液体CO2を輸送する。そこからCO2はパイプラインを通して海底下の貯留層に送られる。[ 49 ] [ 50 ] [ 51 ] [ 52 ]オーイガルデン・ターミナル向けの最初の2隻のCO2運搬船は、 2022年に中国の大連造船で建造中だった。これらの船には、排出量を5%削減すると推定されるローターセイルが装備されている。[ 53 ] Øygardenは世界初のオープンアクセス型の輸送・保管インフラである。[ 54 ]
スレイプナーは、1996年にCO2注入が開始された完全に稼働している沖合ガス田です。CO2は生産ガスから分離され、炭化水素貯留層の上にあるウツィラ塩水帯水層（海底下800～1000m）に再注入されます。[ 55 ]この帯水層は、スレイプナー施設の南端からさらに北に広がっています。貯留層の規模が大きいため、スレイプナー天然ガスプロジェクトが終了した後も、6000億トンのCO2が貯蔵されると予想されています。スレイプナー施設は、回収したCO2を、経済的に損なうEORではなく、貯蔵を目的として地質構造に注入する最初のプロジェクトです。
2011年11月のパイロットプラントの成功を受けて、アブダビ国営石油会社とアブダビ未来エネルギー会社は鉄鋼業界初の商業用CCS施設を建設するに至った。[ 56 ] CO2は製鉄工程の副産物である。50kmのパイプラインでアブダビ国営石油会社の油田 に輸送され、 EORに使用される。施設の処理能力は年間80万トンである。2013年現在、原油生産工程で排出されるガスの40%以上が油田内で回収され、EORに使用されている。[ 57 ]
政府は、2030 年までに 20 ～ 30 Mtpa、2035 年までに 50 Mtpa 以上を回収して貯蔵することを目指しています[ 58 ] (比較のために、英国の温室効果ガス排出量は2021 年に 425 Mt でした[ 59 ] )。2020 年の予算では、2030 年までに CCS クラスターを作成し、重工業[ 60 ]およびガス火力発電所から CO 2 を回収して北海の下に貯蔵するために 8 億ポンドが割り当てられました[ 61 ]。クラウンエステートは英国大陸棚の貯蔵権を担当しており、沖合 CO 2貯蔵の技術的および商業的問題に関する作業を促進してきました[ 62 ]。北海移行局は、BPやエクイノールを含む 6 つの海底貯蔵ライセンスを付与しました[ 63 ]。
英国のドラックス発電所の木質燃料ユニットで、バイオエネルギーと炭素回収・貯留（BECCS）の試験が2019年に開始されました。これが成功すれば、1日あたり1トンのCO2を大気から除去できる可能性があります[ 64 ]。同社は2027年の操業開始を目指しています[ 58 ]。
英国では、産業および暖房の脱炭素化を支援するためにCCSが検討されており[ 65 ] 、既存の工場に適合する小型モジュールユニットを構築することで、コストが英国排出量取引制度の炭素価格[ 66 ]（2022年初頭には1トンあたり約80ポンド）を下回ることが期待されている[ 67 ]。直接空気回収もまだ検討されているが、2022年時点ではコストが高すぎる[ 68 ] 。
2022年5月、Nuada（旧MOF Technologies）がHeidelbergCement、Buzzi Unicem、Cementir Holdingと提携し、排出源からの二酸化炭素回収プラントを建設し、排出削減が困難な産業の脱炭素化をさらに進めることが発表された[ 69 ]。
個々の二酸化炭素回収・貯留プロジェクトに加えて、さまざまなプログラムがCCS技術の研究、開発、展開を大規模に進めています。これには、国立エネルギー技術研究所（NETL）の炭素隔離プログラム、地域的な炭素隔離パートナーシップ、炭素隔離リーダーシップフォーラム（CSLF）などが含まれます。[ 70 ] [ 71 ]
2020年9月、米国エネルギー省は、炭素回収技術の開発と進歩を支援するために7200万ドルの連邦資金を交付した。[ 72 ]この費用分担プログラムの下で、DOEは石炭と天然ガスの発電および産業用エネルギー源に関する9つの新規プロジェクトに5100万ドルを交付した。
9つのプロジェクトは、工業用地における副産物利用技術の開発に向けた初期エンジニアリング調査を設計することを目的としていました。選定されたプロジェクトは以下のとおりです。
また、大気中の二酸化炭素を除去する技術に関する18のプロジェクトに2100万ドルが授与された。重点は、直接空気回収に使用する新素材の開発と、フィールドテストの完了に置かれる。プロジェクトは以下のとおり。
ケンパー・プロジェクトは、ミシシッピ州ケンパー郡で建設中のガス火力発電所です。当初は石炭火力発電所として計画されていました。サザン・カンパニーの子会社であるミシシッピ・パワーは、2010年に建設を開始しました。[ 95 ] [ 96 ]石炭火力発電所として稼働していれば、ケンパー・プロジェクトは、この規模でガス化と炭素回収技術を採用した初の発電所になっていたでしょう。排出目標は、同等の天然ガス発電所が排出するのと同じレベルまでCO2を削減することでした。[ 97 ]しかし、2017年6月、推進者であるサザン・カンパニーとミシシッピ・パワーは、発電所は天然ガスのみを燃焼すると発表しました。[ 98 ]
建設は遅れ、予定されていた開所は2年以上延期され、費用は当初の見積もりの3倍にあたる66億ドルに増加した。[ 99 ] [ 100 ]シエラクラブの分析によると、ケンパーは発電量に対して建設された発電所の中で最も高額な発電所である。[ 101 ]
2021年10月、同プラントの石炭ガス化部分は解体された。[ 102 ]
1972年に開設された米国テキサス州のテレル工場は、2017年時点で稼働中の産業用CCSプロジェクトとしては最古の施設でした。ガス処理中にCO2が回収され、主にバル・ベルデ・パイプラインを経由して輸送され、最終的にシャロン・リッジ油田やその他の二次吸収源に注入され、EOR（強化石油回収）に使用されます。[ 103 ]この施設は、年間平均0.4～0.5百万トンのCO2を回収しています。[ 104 ]
1982年に設立されたコッホ・ナイトロジェン社所有の施設は、現在も稼働している大規模CCS施設としては2番目に古いものです。[ 26 ]回収されるCO2は、窒素肥料生産の高純度副産物です。CO2をEORのために油田に輸送することで、このプロセスは経済的になります。
エクソンモービルのワイオミング州ラ・バージ近郊にあるシュートクリークガス処理プラントでは、年間700万トンのCO2が回収され、パイプラインで様々な油田に輸送され、EOR（強化石油回収）に利用されている。1986年に開始されたこのプロジェクトは、2017年時点で世界で2番目に大きなCO2回収能力を誇っていた。 [ 26 ]
ペトラ・ノヴァ・プロジェクトは、 NRGエナジーとJXニッポンが共同所有するWAパリッシュ石炭火力発電所を部分的に後燃焼式炭素回収で改修するために着手した10億ドル規模の事業です。テキサス州トンプソンズ（ヒューストンのすぐ外）にあるこの発電所は、1977年に商業運転を開始しました。炭素回収は2017年1月10日に開始されました。WAパリッシュ8号機は240MWを発電し、年間CO2の90%（140万トン）が回収されました。[ 105 ] CO2（純度99%）は圧縮され、EORのためにテキサス州ウェストランチ油田まで約82マイルのパイプラインで送られます。この油田は6,000万バレルの石油の容量を持ち、日産300バレルから日産4,000バレルに生産量を増やしました。[ 106 ] [ 105 ] 2020年5月1日、NRGはCOVID-19パンデミック中の原油価格の低迷を理由にペトラ・ノヴァ発電所を閉鎖した。同発電所は、操業開始後最初の3年間で頻繁な停止に見舞われ、炭素隔離目標を17%下回ったとも報じられている。[ 107 ] 2021年に同発電所は休止状態となった。[ 108 ]
2018年現在イリノイ州デカターにあるイリノイ産業炭素回収・貯留プロジェクトは、地質学的CO2貯留に特化しています。アーチャー・ダニエルズ・ミッドランド社が主導する官民共同研究プロジェクトは、DOEから1億7100万ドル、民間部門から6600万ドル以上の投資を受けました。CO2はトウモロコシエタノール生産の発酵プロセスの副産物であり、マウントサイモン砂岩塩帯水層の地下7000フィートに貯留されます。隔離は2017年4月に開始され、炭素回収能力は1 Mt/aです。[ 109 ] [ 110 ] [ 111 ]
2019年現在テキサス州ラポートにあるNET Power Demonstration Facilityは、アラム動力サイクルで稼働する酸素燃焼天然ガス発電所でした。この発電所は、ほぼ純粋なCO2の流れを生成することで、大気排出量をゼロに削減することができました。[ 112 ]そして、2018年5月に初めて点火されました。[ 113 ]
2014年現在オクシデンタル・ペトロリアムは、サンドリッジ・エナジーとともに、強化石油回収（EOR）用のCO2を供給する西テキサスの炭化水素ガス処理プラントと関連パイプラインインフラを運営していた。年間840万トンのCO2回収能力を持つセンチュリー・プラントは、世界最大の単一産業用CO2回収施設であった。 [ 114 ]
ANICAプロジェクト[ 115 ]は、人為的な二酸化炭素排出量全体の8%を占める石灰・セメント工場向けの経済的に実現可能な二酸化炭素回収技術の開発に焦点を当てた。[ 116 ] [ 117 ] 2019年には、ドイツ、英国、ギリシャの12のパートナーからなるコンソーシアム[ 118 ]が、間接加熱炭酸塩除去（IHCaL）プロセスをセメントおよび石灰生産に統合する作業を開始した。このプロジェクトは、石灰・セメント工場からのCO2回収におけるエネルギー損失とCO2回避コストを削減することを目的としていた。
2021年に予定されているロッテルダム港CCUSバックボーン・イニシアチブは、オランダのロッテルダムにあるロッテルダム港周辺の企業が利用できる共有CCSインフラの「バックボーン」を実装することを目的としていました。このプロジェクトは、ロッテルダム港、天然ガス会社Gasunie、およびEBNによって監督されています。年間200万トンのCO2を回収および隔離し、将来的にこの数を増やすことを意図しています。[ 119 ]企業の参加に依存していますが、このプロジェクトの目標は、ロッテルダム港の産業部門のカーボンフットプリントを大幅に削減し、最近中止されたROADプロジェクトに続いて、オランダで成功したCCSインフラを確立することです。地元の化学工場と製油所から回収されたCO2は両方とも北海の海底に隔離されます。回収されたCO2を植物の成長を加速するために使用する園芸会社や他の産業ユーザーに販売するCCUイニシアチブの可能性も検討されています。[ 119 ]
クライムワークスは2008年にスイスのチューリッヒに初の商業用直接空気回収プラントを開設した。同社のプロセスは、特許取得済みのフィルターを使用して周囲の空気からCO2を回収し、高温でCO2を分離し、肥料として近くの温室に輸送する。このプラントは、余剰熱をプラントの電力として供給する廃棄物回収施設の近くに建設されている。[ 120 ]
クライムワークスは、EUの資金援助を受けてレイキャビク・エナジーとCarbFix2プロジェクトでも協力している。この「オルカ」と呼ばれるプロジェクトは、アイスランドのヘリスヘイジに位置している。 [ 121 ]このプロジェクトでは、大規模な地熱発電所と連携して直接空気回収技術を使用している。クライムワークスのフィルターでCO2を回収すると、地熱発電所の熱で加熱され、炭酸水の製造に使用される。地熱発電所は、炭酸水を地下の岩盤に送り込み、そこでCO2が玄武岩質の岩盤と反応して炭酸塩鉱物を形成し、永久的に貯蔵する。[ 122 ]
2020年にエネルギーインパクトセンター（EIC）によって開始されたOPEN100プロジェクトは、原子力発電所の導入に関する世界初のオープンソース設計図です。エネルギーインパクトセンターとOPEN100は、2040年までに気候変動を逆転させることを目指しており、新たなCO2を排出することなくCCSに電力を供給できる唯一の実現可能なエネルギー源は原子力発電であると考えています。[ 123 ]
このプロジェクトは、研究者、設計者、科学者、エンジニア、シンクタンクなどを結集し、最終的に一般に公開され、将来の原子力発電所の開発に利用できる設計図へと発展する研究と設計をまとめることを目的としている。[ 123 ]
MOF Technologies社は、従来のアミンに比べてはるかに低いコストでエネルギー効率の高いCO2除去を実現する、金属有機構造体（MOF）を使用したモジュール式点源炭素回収技術であるNuadaを開発しました。Nuadaは、グローバルセメント・コンクリート協会が主催するInnovandiオープンチャレンジで選出された後、 HeidelbergCement、Buzzi Unicem、Cementir Holdingと提携し、2022年にパイロットプラントを建設する予定です。 [ 124 ]
2010年以降の商業用CCS施設のCO₂回収能力パイプライン
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