FACTSHEET
Clean Coal Technologies (CCT) in
Japan - politische Strategie undaktuelle Projekte

Datum:
Verfasser:

12.04.2019
ECOS Consult GmbH

Erstellt im Rahmen des vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
vergebenen Vorhabens „Wissenschaftliche Ausrichtung der deutsch-japanischen Kooperationüber ausgewählte Klimaschutztechnologien im Rahmen der deutsch-japanischen
Klimaschutzerklärung und des deutsch-japanischen Umwelt- und Energiedialogforums“ (FKZ
UM18 18 40 40)
ECOS Consult  Westerbreite 7  49084 Osnabrück  Germany  Tel: +49 (0) 541 911 909 90  Email: info@ecos.eu  www.ecos.eu

Haftungsausschluss
Der Mitarbeiterstab der ECOS Consult GmbH hat diesen Bericht erstellt.
Die Sichtweisen und Schlüsse, die in diesem Bericht ausgedrückt werden, sind jene der Mitarbeiter der
ECOS Consult GmbH. Alle Angaben und Daten sind sorgfältig recherchiert. Allerdings gibt weder die
ECOS Consult GmbH noch irgendeiner ihrer Mitarbeiter, Vertragspartner oder Unterauftragnehmer
irgendeine ausdrückliche oder implizierte Garantie oder übernimmt irgendeine rechtliche oder sonstige
Verantwortung für die Korrektheit, Vollständigkeit oder Nutzbarkeit irgendeiner Information, eines
Produktes oder eines enthaltenen Prozesses, oder versichert, dass deren Nutzung private Rechte nichtverletzen würden.

ECOS Consult GmbH

Seite 2 von 29

Inhalt
1

Hintergrund .................................................................................................................... 5

2

Kohlekraftwerke: Status quo und konkrete Ausbauziele .................................................. 6

3

Clean Coal Technologies: Politische Agenda ..................................................................... 8
3.1

Generelle politische Grundsätze ...................................................................................... 8

3.2„Saubere“ Stromerzeugung aus Kohle ............................................................................. 9

3.3

CO2-Speicherung (CCS) ................................................................................................... 12

3.4

Rolle von CCS für die Vision einer H2 Society ................................................................. 14

4

Fördermittel ................................................................................................................. 15

5

Projekte ........................................................................................................................ 16
5.1

5.1.1

Osaki CoolGen (OCG) Demonstrationsprojekt ........................................................ 16

5.1.2

Tomakomai CCS Demonstrationsprojekt ................................................................ 17

5.1.3

COURSE 50 ............................................................................................................... 18

5.2
6

Beispiele für nationale CCT-Demonstrationsprojekte .................................................... 16

Internationale Kooperationsprojekte ............................................................................. 19

Fazit/Bewertung ........................................................................................................... 21

Anhang ................................................................................................................................ 22
Anhang 1: Akteure..................................................................................................................... 22
Anhang 2: Liste der CCS Projekte in Japan ................................................................................ 24
Quellenverzeichnis............................................................................................................... 27

ECOS Consult GmbH

Seite 3 von 29

Akronyme und Abkürzungen
A-USC

Advanced Ultra Super Critical

CCS

Carbon Capture and Storage

CCT

Clean Coal Technologies

CCUS

Carbon Capture, Utilization and Storage

CO2

Kohlenstoffdioxid

F&E

Forschung und Entwicklung

H2

Wasserstoff

HELE

High Efficiency Low Emission

HHV

oberer Heizwert

IGCC

Integration Coal Gasification Combined Cycle

IGFC

Integration Coal Gasification Fuel Cell Combined Cycle

JBIC

Japan Bank for International Cooperation

JICA

Japan International Cooperation Agency

LNG

Flüssiggas

METI

Ministry of Economy, Trade and Industry

MoEJ

Ministry of the Environment, JapanNEDO

New Energy and Industrial Technology Development Organization

USC

Ultra Super Critical

ECOS Consult GmbH

Seite 4 von 29

1 Hintergrund
Japan hat sich ebenso wie Deutschland dem Ziel des Pariser Klimaabkommens verpflichtet, den
durchschnittlichen globalen Temperaturanstieg deutlich unter 2 Grad Celsius zu halten und zu
versuchen, diesen sogar auf 1,5 Grad Celsius zu begrenzen. Um dieses Ziel zu erreichen, muss inder zweiten Hälfte des Jahrhunderts der Wert der aggregierten Treibhausgase bei null liegen.
Dazu ist eine rapide Dekarbonisierung des globalen Stromerzeugungssektors nötig,insbesondere der Stromerzeugung durch Kohle, welche etwa 40% der weltweiten durch
Stromerzeugung verursachten CO2-Emissionen ausmacht und somit die kohlenstoffintensivste
Stromerzeugungsquelle darstellt.
Japan ist weltweit führend bei High-Efficiency-Low-Emission (HELE)-Technologien und baute
1993 die erste Ultra Super Critical (USC) Kohlenanlage. Die japanische Kohlekraftwerksflotte gilt
als eine mit der höchsten durchschnittlichen Effizienz der Welt.1 Dennoch stammen rund 20%
der Treibhausgasemissionen Japans aus der Kohleverstromung. Hier ist also ein wichtiger Hebel
zur Erreichung der Klimaziele Japans zu sehen. Insbesondere da Japan die Kapazitäten zur
Kohleverstromung noch weiter ausbauen will, muss die Verringerung der Emissionen aus Kohle
oberste Priorität sein.
Im vorliegenden Sachstandsbericht wird zunächst der Status quo und die offiziellen nationalen
Ausbauziele Japans für Kohlekraftwerke dargestellt. Auch die Effizienz und der technische Standder aktuell im Betrieb befindlichen Anlagen werden dabei berücksichtigt.
Anschließend wird die offizielle politische Agenda in Bezug auf den Ausbau und die Förderung
verschiedener von Clean Coal Technologies (CCT) erläutert.
Es folgt die Beschreibung einiger beispielhafter CCT-Demonstrationsprojekte auf nationaler undinternationaler Ebene und eine zusammenfassende Bewertung.
Eine Übersicht der wesentlichen Akteure und Projekte sowie ein Quellenverzeichnis sind im
Anhang zu finden.

1

Vgl. Wiatros-Motyka (2016).

ECOS Consult GmbH

Seite 5 von 29

2 Kohlekraftwerke: Status quo und konkrete Ausbauziele
Nach der Katastrophe von Fukushima im März 2011 wurden sämtliche Kernkraftwerke Japans
vom Netz genommen. Bis heute sind nur vereinzelt wieder Anlagen in Betrieb. Um die
Energieversorgung sicher zu stellen, wurde neben dem gesteigerten Import von Flüssiggas(LNG) auch die Kohleverstromung gezielt ausgebaut. Die Richtlinien zur Genehmigung vonKohlekraftwerken wurden vereinfacht, die Kosten für den Bau somit reduziert. Der Anteil der
Kohle an der Stromerzeugung Japans nahm von 27% im Jahr 2010 auf 34% im Jahr 2017 zu.
Die japanische Kohleflotte verbraucht rund 211 Mio. t/Jahr Kohle. Seit dem Ende derKohleförderung in Japan importiert das Inselland die gesamte Kohle, hauptsächlich aus
Australien und Indonesien. In 2017 importierte Japan eine Rekordmenge an Kohle. 2
Rund 90 Kohlekraftwerke mit einer Kapazität von ca. 45 GW sind derzeit am Netz, 30 weitere
mit einer Gesamtkapazität von 18 GW sollen neu gebaut werden.3 Laut Global Coal Plant
Tracker verfügt Japan damit über die sechstgrößte Kapazität der Welt, die Ausbaupläne sind die
umfassendsten unter allen Industrienationen.
Allerdings befinden sich derzeit nur 4 GW der geplanten Anlagen im Bau. Einige davon werden
möglicherweise gar nicht erst gebaut. Fast ein Viertel der bis Ende 2017 geplanten neuen
Anlagen wurde in diesem Jahr eingestellt.4

Quelle: Climate Analytics, Renewable Energy Institute (2018)
Abbildung 1: Leistung neuer kohlebefeuerter Stromerzeugungen nach Investoren und
Eigentümern

Japans Kohlekraftwerksflotte gilt als eine mit der weltweit höchsten Energieeffizienz. In den
meisten bestehenden Kraftwerken wurden High Efficiency Low Emission (HELE)-Technologien
implementiert. Von den Anlagen mit einer Kapazität von 300 MW oder mehr, die sich im Jahr
2

Vgl. Wiatros-Motyka (2016), Lockwood (2016), IEA (2016), Timperley (2018) sowie Makino (2016a).
Vgl. Tanaka (2018) sowie Climate Analytics, Renewable Energy Institute (2018).
4
Vgl. Timperley (2018).
3

ECOS Consult GmbH

Seite 6 von 29

2016 in Betrieb befanden, waren 5% Subcritical, 38% Super Critical und 57% USC Anlagen. Die
kombinierte Gesamtleistung dieser modernen Anlagen machte rund 79% der gesamten
Gesamtleistung der japanischen Kohlekraftwerke aus.5
12.00010.000Ultra Super Critical
Super Critical

Leistung in MW

Subcritical
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1980-89

1990-99

2000-092010-16

Jahr der InbetriebnahmeQuelle: Wiatros-Motyka (2016)
Abbildung 2: Japans Kohlekraftwerk-Flotte mit mind. 300 MW nach Altersgruppe

5%

Ultra Super Critical
Super Critical
Subcritical

38%

Japans aktuelle Kohleflotte
34.600 MW
57%

Quelle: Wiatros-Motyka (2016)
Abbildung 3: Betriebene Kohlekraftwerke in Japan mit einer Leistung von mind. 300 MW

5

Vgl. Wiatros-Motyka (2016).

ECOS Consult GmbH

Seite 7 von 29

3 Clean Coal Technologies: Politische Agenda
3.1 Generelle politische Grundsätze
Kohle soll nach dem 2015 vom METI verkündeten Energiemix auch im Jahr 2030 noch mit 26%
zur Stromerzeugung des Landes beitragen. Für die Grundlastversorgung wird Kohle als
unerlässliche Ressource gesehen, da sie nach Auffassung der Regierung das geringste
geopolitische Risiko aufweist und unter fossilen Brennstoffen den niedrigsten Preis pro Einheit
Wärmeenergie aufweist. Durch den weiteren Ausbau von CCT und Carbon Capture, Utilizationand Storage (CCUS) soll der fossile Brennstoff langfristig dekarbonisiert werden – sowohl
national als auch auf internationaler Ebene.

Quelle: METI (2015)
Abbildung 4: Strom- und Energiemix laut Long-term Energy Supply and Demand Outlook des METI

Das japanische Umweltministerium positioniert sich im Basic Environment Plan vom 17. April
2018 wie folgt zum Ausbau von Kohlekraftwerken und zu CCT:

Das MoEJ ist sich bewusst, dass der Plan mehr Kohlekraftwerke zu bauen eine Gefahr
für das Klima darstellen könnte.



MoEJ will F&E von innovativen Technologien fördern, die zur drastischen Verringerung
der globalen Treibhausgase beitragen, wie CCUS.

ECOS Consult GmbH

Seite 8 von 29

Das MoEJ will alle Maßnahmen ergreifen, um die Emissionsquote 0,37 kg - CO2 / kWh zu
erreichen, die mit dem Reduktionsziel und dem Energiemix von 2030 konform ist. Das
Ziel von Null-Emissionen bis 2050 wird berücksichtigt.6

Um die weltweite Dekarbonisierung voranzutreiben, fördert die japanische Regierung auch den
Export von “low-carbon infrastructure“. Für den Fall, dass ein Wirtschaftspartner im Ausland
Japans hocheffiziente thermische Kohleerzeugungstechnologien anfragt, soll aber nur an solche
Länder geliefert werden, „die gezwungen sind Kohle als Energieträger aus Gründen derEnergiesicherheit und Wirtschaftlichkeit zu wählen“. Die Regierung Japans unterstützt indiesem Fall die Einführung von Stromerzeugungsanlagen nach dem weltweiten Stand derTechnik, die prinzipiell bei oder über dem USC liegen, unter Berücksichtigung der OECD-Regeln
und konsistent mit den Maßnahmen zur Energiepolitik und zum Klimawandel des Partnerlandes(siehe auch Kap. 5.2).7

3.2 „Saubere“ Stromerzeugung aus Kohle
Japan fördert aktiv die Einführung der verfügbaren Spitzentechnologien in die bestehende
Kraftwerksflotte sowie die Umstellung auf „Kohlekraftwerke der nächsten Generation“ mitnoch höherem Wirkungsgrad. So sollen die Treibhausgasemissionen pro Einheit erzeugten
Stroms drastisch reduziert werden.
Die Technologie-Roadmap für die „thermische Stromerzeugung der nächsten Generation“ imRahmen von Japans Clean Coal-Strategie fokussiert konkret auf folgende „saubere“
Energieerzeugungstechnologien:
Ultra Super Critical (USC)
Kommerzielle Einführung (Jahr):

1995

Wirkungsgrad (% oberer Brennwert):

40

Kohlenstoffausstoßrate (g CO2/kWh):

820

Beschreibung: Hochtemperatur- und Druckdampf, der von einem Kessel erzeugt wird
 Langjährige Erfahrung & Zuverlässigkeit

6
7

Vgl. MoEJ (2018).
Vgl. METI (2018a).

ECOS Consult GmbH

Seite 9 von 29

Advanced Ultra Super Critical (A-USC)
Kommerzielle Einführung (Jahr):

2020

Wirkungsgrad (% oberer Brennwert):

46

Kohlenstoffausstoßrate (g CO2/kWh):

710

Beschreibung: Dampfturbine mit höherer Temperatur und höherem Druck als USC.
 Fortschrittlicher Typ von USC mit hitzebeständigen Materialien.
 Noch in den 2020er Jahren soll in den bestehenden Kohlekraftwerken die A-USCTechnologie zur thermischen Stromerzeugung eingeführt werden.8
Integrated Coal Gasification Combined Cycle (IGCC)
Kommerzielle Einführung (Jahr):

2020

Wirkungsgrad (% oberer Brennwert):

46-50

Kohlenstoffausstoßrate (g CO2/kWh):

650

Beschreibung: Eine Technologie der kombinierten Stromerzeugung durch Kohlevergasung und
Kombination einer Gasturbine mit einer Dampfturbine
 In den 2020er Jahren sollen IGCC-Anlagen der 1500 °C-Klasse in den 2020er Jahren zum
Einsatz kommen, sowie IGCC-Stromerzeugungssysteme der Klasse 1700 ° C9
Integrated Coal Gasification Fuel Cell Combined Cycle (IGFC)
Kommerzielle Einführung (Jahr):

2025

Wirkungsgrad (% oberer Brennwert):

55

Kohlenstoffausstoßrate (g CO2/kWh):

590

Beschreibung: Dreifach kombinierte Stromerzeugungstechnologie, die IGCC mit Brennstoffzellen
kombiniert
 Etablierung des integrierten Kohlevergasungs-Brennstoffzellen-Kombinationszyklus(IGFC) bis 2025, praktische Nutzung in den 2030er Jahren10

8Vgl. Wiatros-Motyka (2016).
Vgl. Wiatros-Motyka (2016).
10
Vgl. Wiatros-Motyka (2016).
9

ECOS Consult GmbH

Seite 10 von 29

Quelle: NEDO (2018a)
Abbildung 5: Forschungsplan der IGFC Technologie

Innovative IGCC
Kommerzielle Einführung (Jahr):

2030

Wirkungsgrad (% oberer Brennwert):

57

Kohlenstoffausstoßrate (g CO2/kWh):

570

Beschreibung: fügt Dampf zum Vergasungsofen im IGCC-System hinzu
 reduziert das Sauerstoffverhältnis und erhöht die Effizienz von Kaltgasen.
Closed IGCC
Kommerzielle Einführung (Jahr):

Ab 2030

Wirkungsgrad (% oberer Brennwert):

42 (nach CO2 capture)[Da sich das Closed IGCC Verfahren noch im Entwicklungsstadium befindet, sind dazu bisher
noch keine Daten zu Energiebedarf und Kosten veröffentlicht]
Beschreibung: führt das im Abgas enthaltene CO2 als Oxidationsmittel in einem Vergasungsofen odereiner Gasturbine
Quelle: NEDO (2018b)

ECOS Consult GmbH

Seite 11 von 29

3.3 CO2-Speicherung (CCS)
Selbst die effizientesten Kohlekraftwerke emittieren immer noch fast doppelt so viel CO2 wie
Gaskraftwerke. 11 Der japanischen Regierung ist daher klar, dass die Klimaschutzziele alleine mit
der Umstellung auf „saubere“ und effizientere Kohleverstromung nicht erreicht werden
können.

Quelle: NEDO (2018b)
Abbildung 6: Vergleich der CO2-Emissionen bei der Stromerzeugung

Aktiv gefördert und ausgebaut wird daher ebenfalls die CO2-Abscheidung, -speicherung und nutzung. Bis 2020 sollen CCS-Technologien beschleunigt entwickelt und systematischpotenzielle CO2-Speicherstätten gesucht werden. Bis 2030 soll die Möglichkeit der Einführung
von CCS-Technologien in bestehenden Kohlekraftwerken geprüft bzw. die Anforderungen dafürermittelt werden. Bei Kraftwerken, die voraussichtlich bis 2050 in Betrieb gehen, werden die
Betreiber gebeten, die Technologieentwicklung für die praktische Nutzung von CO2Abscheidungseinrichtungen in Betracht zu ziehen.12

Die Technologie-Roadmap des METI setzt für die Einführung der verschiedenen Technologien
folgende Ziele:

11
12

Vgl. NEDO (2018b).
Vgl. METI (2018a).

ECOS Consult GmbH

Seite 12 von 29

Chemical absorption method
Kommerzielle Einführung (Jahr):

Bereits eingeführt

Abscheidegrad CO2:

ca. 90 %Ungefährer Energieaufwand zur CO2 560 kWh/t CO2
Separation:(ab 2018 Weiterentwicklung mit dem Ziel auf
440 kWh/t CO2 zu reduzieren)13
Kosten (Yen/t- CO2):

4.200 (nur mit Nachverbrennung)

Beschreibung: Nutzung der chemischen Reaktion zwischen CO2 und Flüssigkeit
 Verwendung eines Lösungsmittels, wie z.B. eines Amins
Physical absorption method
Kommerzielle Einführung (Jahr):

2020

Abscheidegrad CO2:

ca. 90 %Ungefährer Energieaufwand zur CO2 Ziel: ca. 500
Separation:
Einführung14
Kosten (Yen/t- CO2):

kWh/t

CO2

bei

kommerzieller

2.000

Beschreibung: CO2 wird für die Separation und Capture unter hohem Druck in eine physikalische
Absorptionslösung aufgenommen.
 Die Absorptionskapazität hängt von der Löslichkeit von CO2 in der Flüssigkeit ab
Solid absorbent method
Kommerzielle Einführung (Jahr):

2020

Abscheidegrad CO2:

ca. 90 %Ungefährer Energieaufwand zur CO2 330 kWh/t CO215
Separation:
Kosten (Yen/t CO2):2.000 (vorläufig berechnet)

Beschreibung: reduziert den Energiebedarf und trennt CO2 durch die Kombination von Aminen, etc.
ab.
 feste Absorptions- und Adsorptionsmaterialien (Festlösungsmittelmethode) Abscheidung von CO2 aus den Abgasen nach der Verbrennung.

13

Vgl. RITE (2018).
Vgl. Yamaguchi (2013).
15
Vgl. RITE (2018).
14

ECOS Consult GmbH

Seite 13 von 29

Membrane separation method
Kommerzielle Einführung (Jahr):

2030[Da sich die CO2 Separation über Membrantechnologie in Japan noch im Entwicklungsstadium
befindet, waren dazu bisher noch keine Daten zu Energiebedarf und Wirkungsgraden
verfügbar]
Kosten (Yen/t CO2):1.500 (vorläufig berechnet)

Beschreibung: trennt CO2 aus einem Mischgas unter Nutzung der Permeationsselektivität einer
dünnen Membran aus festem Material mit Trennkapazität.
 Capturing von CO2 aus dem Kraftstoff vor der Verbrennung

Closed IGCC (CO2 capture next-generation IGCC)
Kommerzielle Einführung (Jahr):

Ab 2030[Da sich das Closed IGCC Verfahren noch im Entwicklungsstadium befindet, sind dazu bisher
noch keine Daten zu Energiebedarf, Wirkungsgraden und Kosten veröffentlicht]
Beschreibung: angewandte Technologie auf Basis des IGCC-Systems.
 führt das im Abgas enthaltene CO2 als Oxidationsmittel in einem Vergasungsofen odereiner Gasturbine
Quelle: https://www.nedo.go.jp/content/100883693.pdf

Anm.: Zu beachten ist bei der Beurteilung, dass in Abhängigkeit von der jeweiligen CO2Abscheidetechnologie und dem erforderlichen Energiebedarf der Wirkungsgrad desKohlekraftwerks um 6 bis 14 % geringer ist.16

3.4 Rolle von CCS für die Vision einer H2 Society
Auch im Ausland setzt sich Japan für die Verbreitung von CCS-Technologien ein. Das hat u.a. mit
der Strategie der Abe-Regierung zur Realisierung einer „Hydrogen Society“ zu tun. Die
japanische Regierung schreibt Wasserstoff ein großes Potenzial zu, einen fundamentalen
Beitrag zur Dekarbonisierung der Sektoren Transport, Energie, Industrie und Wohnen desLandes zu leisten. Das METI hat im Dezember 2017 in der „Basic Hydrogen Strategy“ eineRoadmap vorgelegt, wie Japan zu einer weltweit führenden „Hydrogen Society“ entwickelt
werden kann. Eine zentrale Herausforderung ist dabei, die Kosten für wasserstoffbasierte
Treibstoffe und damit verbundene Technologien entlang der gesamten Wertschöpfungsketteherunterzutreiben, um sie so wettbewerbsfähig zu Erdgas zu machen.17

16
17

Vgl. Görner, Heischkamp (2008) sowie Herrenbrück (2015).
Vgl. Nagashima (2018).

ECOS Consult GmbH

Seite 14 von 29

Um schnell in den Massenmarkt zu kommen, setzt Japan neben der Wasserstofferzeugung
mittels erneuerbaren Energien im Land insbesondere auf den Import von Flüssigwasserstoff,
der im Ausland mithilfe fossiler Energieträger erzeugt und durch den Einsatz von CCSTechnologien CO2-neutral produziert wird. Dafür kooperiert Japan mit internationalen Partnern
in Australien, Saudi-Arabien und Norwegen, um so Versorgungsnetzwerke für emissionsfreien,günstigen Wasserstoff zu entwickeln (siehe Kap. 5.2). Das Global CCS Institute favorisiert die
Kombination mit CCS als den günstigsten Weg, um emissionsarmen Wasserstoff zu
produzieren.18

4 Fördermittel
Für die Implementierung der Technologie-Roadmap des METI ist die New Energy and Industrial
Technology Development Organisation (NEDO) zuständig. Das Budget der NEDO für die
Entwicklung von CCT betrug in 2018 insgesamt gut 188 Mio. EUR.
Projekte und Budgets der NEDO Umweltabteilung im Fiskaljahr 2017 und 2018
Clean Coal Technologies
Projektname
Entwicklung von Technologien für die thermische Stromerzeugung dernächsten Generation
Entwicklung von Clean Coal Technologien
CO2 Ultimate Reduction System für Cool Earth 50 (COURSE50) Projekt
Projekt zur internationalen Förderung und Verbreitung fortschrittlicher
thermischer Stromerzeugungstechnologien
Internationales Demonstrationsprojekt zu Japans
Energieeffizienztechnologien
Forschung, Entwicklung und Demonstration der CCS-Technologie
Summe

Budget19(in Mio. € )FJ2017 FJ2018
88,48

90,00

3,52
11,92

0,40
6,64

13,52

14,40

0,40

2,40

-

74,40

117,84

188,24

Quelle: NEDO (2018a)

Das japanische Umweltministerium investierte im Jahr 2018 knapp 29 Mio. EUR in die
Entwicklung von CCS-Technologien.
Für die Suche nach geeigneten Kavernen zur CO2-Speicherung investierten das MoEJ im Jahr
2018 gut 19 Mio. EUR und das METI 4,4 Mio. EUR.20

18

Vgl. Global CCS Institute (2018).
Umrechnungskurs 1 JPY = 0,008 EUR (11.04.2019).
20
Vgl. METI (2018b).
19

ECOS Consult GmbH

Seite 15 von 29

5 Projekte
5.1 Beispiele für nationale CCT-Demonstrationsprojekte
Sowohl das japanische Wirtschafts- als auch das Umweltministerium unterstützen diverse
Projekte im Bereich der Clean Coal Technologies und der CO2-Speicherung und -nutzung. Im
Folgenden werden einzelne Beispiele für relevante Demonstrationsprojekte im In- und Ausland
vorgestellt. Eine Übersicht der laufenden oder geplanten nationalen Projekte ist
untenstehender Grafik und der Übersicht im Anhang zu entnehmen.

Quelle: Scottish Carbon Capture & Storage (2019)
Abbildung 7: CCS-Projekte in Japan, sortiert nach Status

5.1.1 Osaki CoolGen (OCG) Demonstrationsprojekt
In dem Projekt in Osaki (Kyushu) sollen verschiedene HELE-Technologien entwickelt und
erprobt werden. Das Projekt wird von der Osaki CoolGen Corporation geführt, die 2009 von JPower und der Chugoku Electric Power Company gegründet wurde. Das OCG-Projekt führt das
Wissen und die Erkenntnisse des 2013 abgeschlossenen EAGLE Projektes weiter, um so im
großen Maßstab schrittweise sauerstoffgetriebene IGCC-Technologien sowie CO2-Abscheidung
zu demonstrieren:
Schritt 1: Sauerstoffgetriebenes IGCC
Schritt 2: IGCC + CO2 Capture
Schritt 3: IGFC + CO2 Capture

ECOS Consult GmbH

Seite 16 von 29

Quelle: Osaki CoolGen Corp. (2018)
Abbildung 8: Projektzeitplan des Osaki CoolGen Demonstrationsprojektes

Bisher lassen sich erste Ergebnisse aus Schritt 1 gewinnen. Demzufolge weist das im ersten
Schritt konstruierte Kraftwerk einen Wirkungsgrad von 40,8% HHV (oberer Heizwert) auf,
womit das angestrebte Ziel von 40,5% HHV übertroffen wurde. Für den zweiten Schritt wurden
folgende Testziele gesetzt: Es soll eine CO2-Abscheidungsrate von mehr als 90% mit einer CO2Reinheit von 99% erreicht werden. Außerdem soll ein Wirkungsgrad von 40% (netto, HHV)
erreicht werden.21
5.1.2 Tomakomai CCS Demonstrationsprojekt
Bereits im Februar 2012 beschloss das METI die Durchführung eines CCSDemonstrationsprojekts in Tomakomai, nachdem eine geologische Untersuchung das Gebiet als
besonders geeignet bewertet hatte. Ziel des Projekts ist es, ein umfassendes CCS-System als
Grundlage für die Kommerzialisierung von CCS ab 2020 zu demonstrieren. Neben einer
Raffinerie wurden neue Kompressions- und Injektionsanlagen gebaut, um jährlich bis zu
200.000 t/Jahr CO2 aufzunehmen und in Offshore-Salzlagerstätten zu speichern. Eine kurze
Pipeline verbindet die bestehende Capture-Anlage mit der neuen Kompressionsanlage. Der
Einspeisepunkt befindet sich an Land, angrenzend an die Kompressionsanlage. Die Bohrungenzu den Salzlagerstätten werden 3 bis 4 km vor der Küste durchgeführt. Die Kohlenstoffkavernenwerden durch ein umfangreiches Überwachungsprogramm geprüft. Das Verhalten desinjizierten CO2 wird durch wiederholte 3D- und 2D-Seismikmessungen in Verbindung mit
verschiedenen seismischen Sensoren (Meeresbodenkabel, Meeresbodenseismometer undOnshore-Seismometer) beobachtet. Insgesamt konnten bisher im Zeitraum vom 6. April 2016
bis zum 30. Oktober 2018 207.307t CO2 injiziert werden.22

21
22

Vgl. Osaki CoolGen Corp. (2018) sowie Global CCS Institute (2014).
Vgl. Global CCS Institute (2014), JCCS (2017) sowie JCCS (2018).

ECOS Consult GmbH

Seite 17 von 29

Quelle: JCCS (2017)
Abbildung 9: Ablaufschema des Tomakomai CCS Demonstrationsprojektes

5.1.3 COURSE 50
Das CO2 Ultimate Reduction in Steelmaking process by Innovative technology for cool Earth 50(COURSE 50) ist ein nationales Forschungsprogramm zur Entwicklung CO2-effizienterer
Hochofen-bezogener Technologien. Das Programm wurde von der Japan Iron and SteelFederation initiiert und von der NEDO finanziert. Nippon Steel & Sumitomo, Kobe Steel, JFE
Steel und Nisshin Iron & Steel, etc. beteiligen sich gemeinsam.
Im Rahmen des Programms werden zwei verschiedene CO2-Abscheidemethoden getestet:
1. Chemische Absortion, in der ein neues flüssiges Absorptionsmittel
Leistungsprüfung unterzogen wurde (in Verbindung mit der Eisenhütte Kimitsu).

einer

2. Physikalische Adsorption, in der die Entwicklung einer Pressure Swing Adsorption (PSA)Technologie getestet wurde (in Verbindung mit der Eisenhütte Fukuyama)
COURSE50 zielt darauf ab, Technologien zu entwickeln, mit denen die CO2-Emissionen
insgesamt um ca. 30% reduziert werden können. 10% werden durch die Umrüstung der
Hochöfen erreicht, 20% durch die Abscheidung und Speicherung des CO2 aus den
Hochofengasen.
Im Jahr 2020 soll diese Technologie in einem Umfang von mehreren Dutzend Tonnen CO2 pro
Tag angewendet werden und zwischen 2020 und 2030 mit einem Umfang von mehreren
Hundert Tonnen. Es wird prognostiziert, dass die industrielle Anwendung bis 2030 sowie derExport und Transfer der Technologie bis 2050 realisiert werden können.23

23

Vgl. Junjie (2018), Global CCS Institute (2014).

ECOS Consult GmbH

Seite 18 von 29

Quelle: The Japan Iron and Steel Federation (n.d.)
Abbildung 10: Ablaufschema des COURSE 50

5.2 Internationale Kooperationsprojekte
Japans Banken sind bekannt für die Finanzierung der Kohleentwicklung im Ausland,
insbesondere in Südostasien. Seit 2015 unterstützt die Japan International Cooperation Agency(JICA) die Finanzierung von USC- und Super Critical-Kohlekraftwerken auf nationaler undinternationaler Ebene. So erhielt beispielsweise der staatliche indische Energieversorger NTPCim Jahr 2015 von der Japan Bank for International Cooperation und JICA 200 Mio. EUR24 an
Krediten.25
Ein japanisches Konsortium, darunter das Japan Coal Energy Center, Mitsubishi Heavy
Industries Ltd. und Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd., sowie das International CCS
Knowledge Center haben eine Zusammenarbeit für eine Studie zur gemeinsamen Bewertung
der Durchführbarkeit der potenziellen Anwendung japanischer CCUS Technologien in
Saskatchewan/Kanada angekündigt.26

24

Umrechnungskurs 1 JPY = 0,008 EUR (11.04.2019).
Vgl. Bhaskar (2015).
26
Vgl. Hobbs (2016).
25

ECOS Consult GmbH

Seite 19 von 29

Ein Beispiel für ein Pilotprojekt zum Aufbau einer H2-Versorgungskette aus dem Ausland in
Verbindung mit CCS ist HySTRA. Anfang 2018 gaben die Regierungen von Australien, Japan unddem Bundesstaat Victoria gemeinsam mit Kawasaki Heavy Industries, J-Power und anderen
Industriepartnern die Einführung einer Wasserstoff-Energieversorgungskette (HESC) im Latrobe
Valley westlich von Melbourne bekannt. Aus diesen Teilnehmern bilden sich die beiden
Hauptprojektpartner Hydrogen Engineering Australia (HEA) (Australisch finanzierter Teil) undHydrogen Energy Supply Chain Technology Research Association (HySTRA) (japanischfinanzierter Teil).27

Quelle: HySTRA (n.d.)
Abbildung 11: Schematischer Aufbau des Pilotprojektes mit Fokus auf Aufgaben der HySTRA

In dem Projekt mit einem Budget von rund 300 Millionen Euro soll sogenannter „blauer“
Wasserstoff (CO2-neutral, aber nicht aus erneuerbaren Energien produziert), mit Hilfe derreichlich vorhandenen Braunkohlevorkommen des australischen Latrobe Valley erzeugt
werden. Dieser Wasserstoff wird verflüssigt und mit H2-Tankern nach Japan transportiert, die
später selbst mit Wasserstoff angetrieben werden sollen.28 Das Ergebnis der Pilotphase soll ein
kommerziell nutzbares Kraftwerk im Latrobe Valley sein, in dem eine CCS-Anlage integriert ist.
Diese injiziert CO2 in verschiedene lokale Speicherkavernen. Letztlich soll Wasserstoff so nahezu
ohne Emissionen produziert werden, um damit Japans Hydrogen Society voranzubringen. 29

27

Vgl. Australian Government; Kawasaki Heavy Industries (2018).
Vgl. Japanmarkt (2019).
29
Vgl. Global CCS Institute (2018).
28

ECOS Consult GmbH

Seite 20 von 29

6 Fazit/Bewertung
Die moderne japanische Kohleflotte hat den weltweit höchsten durchschnittlichen
Wirkungsgrad. Mit Blick auf die Sicherung der Energieversorgung nach der Katastrophe vonFukushima und zugleich auf die Verpflichtungen aus dem Pariser Klimaabkommen fördert Japanden Ausbau und die Weiterentwicklung „sauberer“ Kohlekraftwerke sowohl im In- wie im
Ausland. Japanische Technologien werden in mehreren CCS-Projekten weltweit eingesetzt.
Regierungsvertreter argumentieren dabei, dass Japan durch die Verbreitung seiner
Technologien und die finanzielle Unterstützung von Projekten in Übersee die internationalen
Bedingungen für die fortgesetzte Nutzung von Kohle aufrecht erhalten und gleichzeitig zur
Verringerung der globalen Treibhausgasemissionen beitragen kann.30
Im Falle das Aufbaus globaler Lieferketten für Wasserstoff aus fossilen Energieträgern in
Kombination mit CCS hingegen betont die Regierung, dass es sich hier nur um eineÜbergangstechnologie handelt, um möglichst schnell größere Mengen H2 als Energieträger
nutzen zu können. Sukzessive soll die Menge an „grünem“ Wasserstoff (also hergestellt aus
erneuerbaren Energiequellen) in Japan erhöht werden.
Jedoch ist auch „Clean Coal" nicht wirklich emissionsfrei: selbst ein Kohlekraftwerk mit
Spitzentechnologie emittiert noch doppelt so viel CO2 wie ein konventionelles Gaskraftwerk.
Gemäß Climate Analytics gelten Japans Kohlekraftwerke zwar als die effizientesten der Welt,
die Effizienzstandards werden jedoch nicht annähernd dazu führen, dass die Emissionen auf das
gemäß Pariser Abkommen erforderliche Maß reduziert werden. Hinzu kommt, dass nochäußerst ungewiss ist, ob und wann die CCS-Technologie wirtschaftlich im großen Maßstab
einsetzbar sein wird. NGOs und Forschungsinstitute in Japan äußern entsprechende Kritik an
den Ausbauplänen.31
Das Pariser Abkommen legt für die Dekarbonisierung der Weltwirtschaft einen klaren Weg fest.
Bis spätestens 2050 muss CO2 weltweit vollständig aus dem Verkehr gezogen werden. Da neue
Kohlekraftwerke durchschnittlich 40 bis 50 Jahre am Netz bleiben, sind die japanischen Pläne
zum Aufbau weiterer Kohlekraftwerkskapazitäten mit lediglich reduzierten CO2-Emissionen
klimapolitisch kontraproduktiv.
Laut der NGO Climate Analytics sollte sich Japan vielmehr darauf konzentrieren, einen Großteil
der bestehenden Kohlekraftwerke bis 2030 auslaufen zu lassen, um die Ziele von Paris zu
erreichen. Als Beispiel für einen erfolgreichen Kohle-Ausstieg wird auf Großbritannien
verwiesen, das sein letztes Kohlekraftwerk bis 2025 stilllegen will.32

30

Vgl. Wiatros-Motyka (2016).
Vgl. Kiko Network (n.d.) sowie Renewable Energy Institute (2017).
32
Vgl. Climate Analytics, Renewable Energy Institute (2018).
31

ECOS Consult GmbH

Seite 21 von 29

AnhangAnhang 1: Akteure
Regierungsorganisationen
Name
1 MoEJ - Ministry of theEnvironment, Japan

Beschreibung

Relevante Aktivitäten

Ministerium

2 METI - Ministry of Economy,
Trade and Industry

Ministerium

3 NEDO - New Energy andIndustrial Technology
Development Organization
4 ANRE - Agency for Natural
Resources and Energy

Verwaltung derFördermitteln des
METI

Förderung der Mikawa CCS
Demonstrationsanlage, Förderung der CO2
Capture Facility in Saga City
Insb. Förderung der Tomakomai H2-CCS
Demonstrationsanlage, Förderung div. CCT
Projekte
Förderung des Tomakomai CCSDemonstrationsprojektes

Behörde des METI

Insbesondere Zuständig für die Hydrogen
Strategy

InstituteName
1 CRIEPI - Central ResearchInstitute of Electric Power
Industry
2 IEEJ - The Institute ofEnergy Economics, Japan
3 Kyushu University

Beschreibung

Relevante Aktivitäten

Forschungsinstitut mit
Fokus auf den
Energiemarkt

Mitglied des Mikawa HeizkraftwerkProjektes; Forschungs- und Entwicklung im
Bereich Energie und Umwelt

Umweltfokussierter Think
Tank

Analysen zum japanischen Kohlemarkt undzur Hydrogen Society.

Universität

4 RITE - Research Instituteof Innovative Technology
for the Earth
5 University of Tokyo

Forschungsinstitut mit
Fokus auf nationalen undglobalen Klimaschutz

Mitglied des Mikawa HeizkraftwerkProjektes
Entwicklung von Technologien zur
Erschließung und Überwachung von CO2Lagerstätten

Universität

Mitglied des Mikawa HeizkraftwerkProjektes

Unternehmenszusammenschluss
Name
1 JCOAL - Japan Coal
Energy Center

Beschreibung

Relevante Aktivitäten

entstanden aus dem
Zusammenschluss mehrerer
Verbände wie z.B. der Japan
Coal Association,
dem Coal Mining ResearchCenter und dem Center for
Coal Utilization

u.a. Förderung der Entwicklung von CCT,
Strategische Förderung von priorisierten
Projekten,
Informationsplattform und Wissenstransfer
im Bereich der CCT

Liste der Mitglieder von JCOAL: http://www.jcoal.or.jp/eng/overview/member

ECOS Consult GmbH

Seite 22 von 29

Unternehmen
Name
1 J-POWER - ElectricPower Development
Co., Ltd.
2 JCCS – Japan CCS Co.,Ltd.

Beschreibung

Relevante Aktivitäten

Stromversorgungsunternehmen

Partner im australischen Latrobe Valley
HESC Projekt

Unternehmen im Besitz vonJapan Petroleum Exploration,
Mitsubishi Corp, JXTG Holdings
und über 30 weiteren
Unternehmen
Anbieter von integrierten
EnergielösungenEtablierung von CCS-Technologien unter
Leitung des METI; seit 2012 mit
Durchführung des Tomakomai CCSDemonstrationsprojekts beauftragt.

3 Toshiba Energy
Systems & Solutions
Corporation
Energiesystem- und
4 KHI – Kawasaki Heavy
Anlagenbauunternehmen
Industries
Energieversorgungsunternehmen
5 TEPCO - The Tokyo
Electric Power
Company, Incorporated

6 CCP R&D Co., Ltd. –Clean Coal Power R&D
Co., Ltd.

ECOS Consult GmbH

Vertreter des Projektes in Mikawa

Partner im australischen Latrobe Valley
HESC Projekt
Führt mit einer kleinen Versuchsanlage
Forschungen und Studien zu CO2-Recovery
Technologien durch; befasst sich mit der
Entwicklung eines integrierten
Kohlevergasungssystems mit
kombiniertem Zyklus (IGCC)
Führung der Nakoso 250MW Air-blown
IGCC Demonstration Plant

Seite 23 von 29

Anhang 2: Liste der CCS Projekte in JapanIn Betrieb
Tomakomai CCS Demonstration Project
Projekt zum Bau neuer Kompressions- und Injektionsanlagen neben einer Raffinerieauf Hokkaido; Aufnahme von bis zu 200.000 t/Jahr CO2 und Speicherung in OffshoreSalzlagerstätten. Eine kurze Pipeline verbindet die bestehende Capture-Anlage mit derneuen Kompressionsanlage. Der Einspeisepunkt befindet sich an Land, angrenzend an
die Kompressionsanlage. Die Speicherkavernen liegen 3-4 km vor der Küste. Die
Injektionsversuche begannen im November 2015, wobei das gesamte System ab März
2016 in Betrieb genommen wurde. Das Projekt ist auf drei Jahre angelegt. Bis April
2018 wurden 150.000 t CO2 gespeichert.
Website: http://www.japanccs.com/en/business/demonstration/index.php
Mizushima Plant
Neue CCU-Anlage in einem Werk der Mitsubishi Chemicals Corporation in Mizushima(Westjapan); zum Einsatz kommt ein von Mitsubishi Heavy Industries entwickelter„KM-CDR-Prozess“ (KANSAI MITSUBISHI Carbon Dioxide Recovery Process) mit einem
speziell entwickelten Lösungsmittel. Fertigstellung war im Dezember 2017. CO2, wird
in niedriger Konzentration abgetrennt, an eine CO2-Verflüssigungsanlage von Nippon
Ekitan am selben Standort geleitet und als flüssiges CO2 oder Trockeneis verkauft.
Websites: http://www.mhi.com/news/story/1712182098.html
https://www.mhi.com/products/environment/carbon_dioxide_recovery_process.html
In Planung
Osaki CoolGen Project, geplante Inbetriebnahme ab 2019
Folgeprojekt aus den Pilotarbeiten von Hitachi und J-Power zur sauerstoffgetriebenen
Vergasung, einschließlich chemischer und physikalischer CO2-Absorptionsversuche(EAGLE Project, 2003-2013). Osaki CoolGen wurde 2009 gegründet und baut ein 170MW-Demonstrationsprojekt für sauerstoffgeblasenes IGCC, das Ende 2016 in Betrieb
gehen soll. Die CO2-Abscheidung wird als zweite Phase, beginnend in 2019, etabliert,
gefolgt von einer dritten Phase zur Einführung der Brennstoffzellengeneration aus
Synthesegas.
Website: http://osaki-coolgen.jp/english/index.html
Mikawa Demonstration Plant, geplante Inbetriebnahme ab Sommer 2020
Da es sich bei Mikawa um eine biomassebefeuerte Stromerzeugung handelt, die mit
Palm Kernel Shell (PKS) betrieben wird, wird es das weltweit erste Kraftwerk sein, das
mit Bioenergie mit Carbon Capture and Storage (BECCS) betrieben wird, das mehr als
500 Tonnen CO2 pro Tag und damit über 50% der täglichen Kohlendioxidemissionen
von Mikawa abfangen kann.
Am 16. März installierte die Toshiba Energy Systems & Solutions Corporation (Toshiba
ESS) erfolgreich den Absorberturm auf der Baustelle der Demonstrationsanlage zur
CO2-Abscheidung entlang des Kraftwerks Mikawa.

ECOS Consult GmbH

Seite 24 von 29

Website: https://www.toshiba-energy.com/en/thermal/topics/ccs-1.htm
Abgeschlossen
Nagaoka Injection Test Project, 2004 abgeschlossen
CO2-Injektions-Testgelände. Inklusive Studie über die Auswirkungen des Erdbebens auf
die Speicherintegrität. Oberirdische Anlagen wurden 2005 entfernt.
Website: http://www.rite.or.jp/English/lab/geological/demonstration.html
Gecancelt oder inaktiv
NakosoDemonstrationsanlage für luftgeblasene IGCC-Anlagen von Mitsubishi Heavy Industries(MHI), im Jahr 2007 in Betrieb genommen; sechsjähriger Prüfplan 2013 abgeschlossen.
CCS wurde in Erwägung gezogen, um abgetrenntes CO2 im Offshore-Gasfeld Iwaki zu
speichern, jedoch wurden die Untersuchungen nach dem Erdbeben vom März 2011
eingestellt. Keine aktuelle Erwähnung von CCS im Zusammenhang mit der IGCC-Anlage
von Nakoso.
Pilot
Nippon Steel CO2 Capture Project
Pilotanlage zur Aminabscheidung am Hochofen 4 im Stahlwerk Kimitsu, 30 t/Tag CO2Abscheidekapazität. Das COURSE50-Projekt ist eine von NEDO finanzierte
Zusammenarbeit zwischen vier japanischen Stahlherstellern. Dazu gehören auchkleinereAnlagen(nichteinzelngekennzeichnet/aufgeführt):
kleineAminabscheideanlage (1 t/Tag), feste Adsorptions-/Druckwechseladsorptionsanlage(3-6 t/Tag) in Fukuyama, Präfektur Hiroshima.
Website: http://www.jisf.or.jp/course50/tecnology02/index_en.html
Fujiwara Pilot Capture Plant
Pilotanlage zur Erprobung eines chemischen Absorptionsverfahrens an Ofenabgasen.
Website:http://www.globalcement.com/news/item/8543-taiheiyo-cement-startscarbon-capture-and-storage-test-at-fujiwara-plant
Nanko Power Station Pilot Plant
Pilotanlage zur Nutzung des Rauchgas-Slipstreams aus einem erdgasbefeuerten
Kraftwerk, Abscheidekapazität 2 t/Tag CO2. Wird für die frühe Entwicklung derAminlösungsmittelsysteme KS-1 und KS-2,3 von MHI verwendet.
Website: http://www.mhi.co.jp/en/products/detail/km-cdr_r_and_d_pilot_plant.html
Kawasaki CO2 Capture Bench Plant (KCC Bench Plant)
Kawasaki verfügt über eine 10 t/Tag CO2-Abscheidungsanlage, die ein neues festes
Adsorptionssystem getestet hat. Die Testergebnisse haben gezeigt, dass das feste
Adsorptionsmittel bei der CO2-selektiven Adsorption und Desorption mit
Energieversorgung aus Niedertemperaturdampf richtig funktioniert.
Website: https://www.cslforum.org/cslf/Members/JapanECOS Consult GmbH

Seite 25 von 29

Kure Test Facilities
Babcock-Hitachi verfügt am Standort Kure über eine 1,5 MW thermische OxyfuelAnlage und eine 500 Nm3/h PCC-Pilotanlage.
Matsushima Pilot Plant
Pilotanlage, die an das Kraftwerk Matsushima von J-Power angeschlossen ist und
10 t/Tag CO2 aus Rauchgas abtrennt. Langzeittests mit dem Amin-Lösungsmittelsystem
KS-1 von MHI. Unsicher, ob die Anlage noch vorhanden ist, nicht auf der aktuellen
MHI-Webseite aufgeführt.
Quelle: Scottish Carbon Capture & Storage (2019)

ECOS Consult GmbH

Seite 26 von 29

Quellenverzeichnis
Australian Government; Kawasaki Heavy Industries (2018). Hydrogen from brown coal with
CCS an Australia / Japan collaboration HESC. Online verfügbar unter
https://www.cslforum.org/cslf/sites/default/files/documents/Melbourne2018/Hydrogen_E
nergy_Supply_Chain_Project_Presentation_to_CSLF_Policy_Group.pdf.
Bhaskar, Utpal (2015). Japan ready to finance India’s coal-fuelled projects. Online verfügbar
unter https://www.livemint.com/Industry/rICaaV1xd6IDhIHYbBJ9cJ/Japan-ready-to-financeIndias-coalfuelled-projects.html.
Climate Analytics, Renewable Energy Institute (2018). Science Based Coal Phase-out Timeline
for Japan: Implications for policymakers and investors. Online verfügbar unter
https://www.renewable-ei.org/en/activities/reports/20180529.php.
Fujii, Toshihiko (2016). Japan’s coal policy and international contribution. Online verfügbar
unter http://www.jcoal.or.jp/coaldb/shiryo/material/upload/1-1Keynote1_METI.pdf.
Global CCS Institute (2014). The Global Status of CCS: 2014, Melbourne, Australia. Online
verfügbar unter
https://hub.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/180923/global-statusccs-2014.pdf.
Global CCS Institute (2018). The Global Status of CCS: 2018, Melbourne, Australia. Online
verfügbar unter https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/.
Global Environment Bureau des MoEJ (2017). Wagakuni ni okeru CCS jigyo ni tsuite (jap.: CCSProjekte in Japan). (In Japanisch) Online Verfügbar unter https://www.env.go.jp/council/06earth/y0618-17/ref01.pdf.
Görner, Klaus; Heischkamp, Elizabeth (2008). CO2-Sequestration in Power Generation. Online
verfügbar unter https://www.uni-due.de/imperia/md/content/luat/publikationen/2008-0328_infub_ccs-komplett.pdf.
Herrenbrück, Robert (2015). CCS in Deutschland. Online verfügbar unter http://www.ipw.rwthaachen.de/pub/select/select_52.html.
Hobbs, Harleigh (2016). Japanese consortium collaborates on developing CCUS technologies.
Online verfügbar unter https://www.worldcoal.com/power/24102016/japaneseconsortium-collaborates-on-developing-ccus-technologies/.
HySTRA (n.d.). Hydrogen Energy Supply Chain Pilot Project between Australia and Japan. Online
verfügbar unter http://www.hystra.or.jp/en/project/.
IEA (2016). Energy and Air Pollution. World Energy Outlook Special Report. OECD/IEA, Paris,
France, 262 pp.

ECOS Consult GmbH

Seite 27 von 29

Japanmarkt (2019). Wasserstoff als neuer Energieträger. Online verfügbar unter
https://japanmarkt.de/2019/04/08/innovation/wasserstoff-als-neuer-energietraeger/
JCCS (2017). Tomakomai CCS Project. 11th Monitoring Network Meeting. Online verfügbar
unter https://ieaghg.org/docs/11mon/Session6_Talk1_IEA-GHG_Network%20Meeting_DaijiTanase_JCCS.pdf.
JCCS (2018). Information from Japan CCS Co., Ltd.. Online verfügbar unter http://www.jccstomakomai-monitoring.com/JCCS/wp-content/uploads/2018/10/201810_ENG.pdf.
Junjie, Yan (2018). Progress and Future of Breakthrough Low-carbon Steelmaking Technology(ULCOS) of EU. Online verfügbar unter https://doi.org/10.11648/j.ijmpem.20180302.11.
Kiko Network (n.d.). Online verfügbar unter https://sekitan.jp/en/
Lockwood, Toby (2016). Blog: HELE workshop. Online verfügbar unter https://www.ieacoal.org/hele-workshop/.
Makino, Keiji (2016a). Promotion of investment for highly efficient power generation,
Stockholm Energy Charter Treaty Forum. Online verfügbar unter
http://www.sccinstitute.com/media/93407/keiji-makino.pdf.
Makino, Keiji (2016b). Clean coal technology for future power generation. Paper präsentiertauf: 1st IEA CCC High efficiency low emissions coal-fired plant workshop, 23-25 May 2016,
Tokyo, Japan. Online verfügbar unter https://docplayer.net/39095938-Clean-coaltechnology-for-the-future-power-generation-experiences-in-japan-keiji-makino-seniorfellow-japan-coal-energy-center.html.
METI (2015). Long-term Energy Supply and Demand Outlook. Online verfügbar unter
https://www.meti.go.jp/english/press/2015/pdf/0716_01a.pdf.
METI (2018a). The 5th Strategic Energy Plan. Online verfügbar unter
https://www.enecho.meti.go.jp/en/category/others/basic_plan/5th/pdf/strategic_energy_
plan.pdf
METI (2018b). Untersuchungsprojekt eines geeigneten Speicherorts für die CO2-Speicherung.
(In Japanisch) Online verfügbar unter https://www.meti.go.jp/main/yosan/yosan_fy2019/pr/en/sangi_taka_30.pdf.
MoEJ (2018). The 5th Basic Environment Plan. Online verfügbar unter
https://www.env.go.jp/en/policy/plan/5th_basic/plan.pdf.
Nagashima, Monika (2018). Japan’s Hydrogen Strategy and its Economic and Geopolitical
Implications. Études de l’Ifri, Ifri. Online verfügbar unter
https://www.ifri.org/en/publications/etudes-de-lifri/japans-hydrogen-strategy-and-itseconomic-and-geopolitical-implications.

ECOS Consult GmbH

Seite 28 von 29

NEDO (2018a). NEDO’s Environmental Technology Activities in 2018. Online verfügbar unter
https://www.nedo.go.jp/library/pamphlets/EV_201809_kankyo_e.html.
NEDO (2018b). NEDO’s Effort to Reduce the Cost of CO2 Capture. Online verfügbar unter
https://jp.globalccsinstitute.com/sites/jp.globalccsinstitute.com/files/content/mediarelease/122882/files/kn3pnedomrbannai-r.pdf.
Osaki CoolGen Corp. (2018). Current Status of Osaki CoolGen Project. Online verfügbar unter
https://jp.globalccsinstitute.com/sites/jp.globalccsinstitute.com/files/content/mediarelease/122882/files/s6osaki-coolgenjapan-ccs-forum-2018upload.pdf.
Renewable Energy Institute (2017). Business Risks of New Coal-fired Power Plant Projects inJapan. Online verfügbar unter https://www.renewable-ei.org/en/activities/reports/img/20170720/REI_Summary_20170901_CoalBusinessRisk_EN.pdf.
RITE (2018). Überblick verschiedener CCS Technologien. (In Japanisch). Online verfügbar unter
http://www.rite.or.jp/news/events/pdf/kagaku-poster-kakushin2018.pdf
Scottish Carbon Capture & Storage (2019). Global CCS Map. Online verfügbar unter
http://www.sccs.org.uk/expertise/global-ccs-map
Tanaka, Chisato (2018). Japan continues to rely on coal-fired plants despite global criticism.
Online verfügbar unter https://www.japantimes.co.jp/news/2018/10/09/reference/japancontinues-rely-coal-eyes-coal-fired-plants-despite-global-criticism/.
The Japan Iron and Steel Federation (n.d.). Outline of COURSE 50. Online verfügbar unter
http://www.jisf.or.jp/course50/outline/index_en.html.
Timperley, Jocelyn (2018). The Carbon Brief Profile: Japan. Online verfügbar unter
https://www.carbonbrief.org/carbon-brief-profile-japan.
Toshiba (2018). CCUS Policies and Related Activities in Japan. Online verfügbar unter
http://copjapan.env.go.jp/cop/cop24/assets/pdfs/events/2018-12-12/06/04.pdf.
Wiatros-Motyka, Malgorzata (2016). An overview of HELE technology deployment in the coal
power plant fleets of China, EU, Japan and USA. Online verfügbar unter https://www.ieacoal.org/an-overview-of-hele-technology-deployment-in-the-coal-power-plant-fleets-ofchina-eu-japan-and-usa-ccc-273/.
Yamaguchi, K (2013). CO2 Capture Technology in Coal Gasification Plant by Physical Absorption.
(In Japanisch). Online verfügbar unter https://www.jstage.jst.go.jp/article/tenpes/10/0/10_95/_pdf/-char/en.

ECOS Consult GmbH

Seite 29 von 29