RWE należy do grona pięciu największych firm energetycznych w Europie. Specjalizuje się w wytwarzaniu, przesyle, dystrybucji oraz sprzedaży energii elektrycznej i gazu. Zatrudnia 63 000 osób, zaopatruje 20 milionów klientów w energię elektryczną i 10 milionów klientów w gaz. W 2007 roku przychody RWE wyniosły 43 miliardy euro. 65 proc. energii elektrycznej generuje w oparciu o węgiel. Dlatego też rozwój czystych technologii węglowych jest dla koncernu sprawą "życia lub śmierci". - Kierunki innowacji w technologii czystego węgla w RWE dzisiaj to ciągła rekonstrukcja parku wytwórczego - mówi dr Johannes Heithoff, dyrektor ds. badań i rozwoju w RWE Power AG.

Jutro to prototyp suszarni fluidalnej i pierwsza elektrownia pracująca na suszonym węglu, a także instalacje testujące pracę przy temperaturze 700 stopni Celsjusza. Pojutrze to instalacja IGCC-CCS o mocy 450 MW czyli bloku gazowo-parowy ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa i sekwestracją CO2, a także pierwszy retrofit czyli wymiana zużytych podzespołów w konwencjonalnych elektrowniach węglowych wraz z montażem instalacji do oczyszczania CO2. W Niemczech nowo budowane elektrownie opalane węglem są budowane i eksploatowane wyłącznie według najnowszego stanu wiedzy. Są to konwencjonalne elektrownie parowe na parametry nadkrytyczne pary 600/620 st. Celsjusza i 250-275 barach ciśnienia. Nowe elektrownie na węgiel brunatny osiągają sprawność > 43 proc., zaś elektrownie na węglu kamiennym > 45 proc. - zapewnia dr Heithoff.
Planowana jest lub rozpoczęta została budowa następujących nowych bloków: 2 x 800 MW w El. Westfalen (RWE Power), 1 x 1100 MW El. Datteln (E.ON Energie), 1 x 750 MW El. Walsum (Evonik), 2 x 820 MW El. Moorburg (Vattenfall Europe), 1 x 900 MW El. Karlsruhe (EnBW). Redukcja emisji CO2 kosztuje nie tylko w wymiarze gotówkowym, ale także sprawnościowym. Aby pozwolić sobie na luksus redukcji CO2, trzeba dysponować wysokosprawnymi urządzeniami technologicznymi. Dlatego dzisiaj wojna idzie o to aby w najbliższej już przyszłości elektrownie parowe osiągnęły sprawność na poziomie co najmniej 50 proc., a elektrownie gazowo-parowe co najmniej 60 proc. Prace nad nowymi materiałami dla elektrowni pracujących przy temperaturze pary 700 st. C, powinny dać wzrost sprawności o 4 proc., suszenie fluidalne węgla brunatnego - następne 4 proc., instalacje gazowo-parowe na gaz ziemny o wyższej temperaturze wlotu do turbin gazowych: 1,5 do 2 proc., zaś nowe materiały pozwalające na podniesienie temperatury pary świeżej do 750 st. C i wyżej - dalsze 5 proc. Już teraz ma zostać uruchomiona zbudowana nakładem 50 mln euro instalacja demonstracyjna suszarni fluidalnej przy elektrowni BoA w Niederaussem o przepustowości 110 ton na godzinę. Zakłada się, że wdrożenie tego procesu nastąpi począwszy od 2015 roku i sprawi, że dzięki temu węgiel brunatny swoimi parametrami będzie dorównywać węglowi kamiennemu. Oparty na niklu materiał konstrukcyjny COMTES 700 umożliwia pracę elektrowni tak pracujących na węglu kamiennym jak i brunatnym przy ciśnieniu pary 350 bar i temperaturze 700 st. C. Pełne wdrożenie ma nastąpić od roku 2018. Najważniejsze opcje technologiczne wychwytywania CO2 w elektrowniach to: separacja CO2 po procesie spalania (post combustion), technologia spalania węgla w tlenie proces oxy-fuel i separacja CO2 przed procesem spalania (pre combustion) w elektrowniach typu IGCC. Projekty pilotażowe i demonstracyjne wychwytywania i sekwestracji CO2 (CCS) realizowane bądź przygotowywane w Europie to: post combustion (S&SE, W. Brytania, Ferrybridge, 500 MW, węgiel, retrofit, 2011; Enel, Włochy, Brindisi, 220 MW, węgiel, retrofit, 2012; E.ON, W. Brytania, Kingsnorth, 300 - 400 MW, węgiel, 2014, E.ON, Niemcy, Wilhelmshaven, 500 MW, węgiel, 700°C, 2014, RWE, W. Brytania, węgiel, retrofit, Tilbury, 2016). Pre combustion: (Nuon, Niderlandy, Buggenum, wychwycenie 2,5 proc. CO2 z gazu węglowego, 2009; E.ON, Nuon, Niderlandy, Magnum, 3 x 400 MW, węgiel/biomasa/gaz ziemny, IGCC, 2011-13; RWE, Niemcy, 450 MW, węgiel, IGCC, 2014). Oxy-fuel: (Vattenfall, Niemcy, Schwarze Pumpe, 30 MWt, węgiel, 2008, instalacja demonstracyjna 250-350 MW, 2015; Total, Francja, Lacq, 30 MW, paliwo płynne, retrofit, 2008; Enel, Włochy, Brindisi, 50 MWt, węgiel, 2010; instalacja demonstracyjna 35 MW, 2012; Endesa, Hiszpania 500 MW węgiel, kocioł fluidalny). RWE Power - mówi dr Johannes Heithoff - posiada własny know-how w zakresie wytwarzania energii oraz technologii gazyfikacji a RWE Dea posiada know-how w zakresie składowania CO2. Technologia IGCC posiada dużą elastycznośc i swobodę pod względem paliwa jakim się zadowala bowiem oprócz gazu, może być wykorzystywany węgiel, a także biomasa i odpady, oraz produktów jakie można otrzymywać: nie tylko ciepło i energia elektryczna, ale także wodór, gaz syntezowy, metanol, syntetyczny gaz ziemny, a także paliwa napędowe. Składowanie CO2 jest już częściowo od dawna praktykowane w przemyśle naftowym i gazowym - zauważa dr Heithoff. W USA od lat siedemdziesiątych XX wieku wtłacza się CO2 do złóż ropy naftowej w celu zwiększenia wydobycia; ok. 35 mln t CO2 rocznie za pomocą sieci rurociągów o długości ok. 3000 km. W Norwegii Statoil składuje od 1996 roku w polu Sleipner o zawodnionych formacjach solonośnych po około 1 mln ton CO2 rocznie. W instalacji LNG Snohvit (Statoil, RWE Dea i in.) od października 2007r składuje się 700 tys. ton CO2 rocznie, pod dnem Morza Barentsa. W Algierii BP w 2004 roku rozpoczął składowanie 1,2 mln t CO2 rocznie w formacjach solonośnych pola gazowego In Salah. W Niemczech: w ramach finansowanego przez UE projektu CO2-SINK w Ketzinie od 2007 roku deponuje się po 60.000 ton CO2 rocznie. Potencjał składowy w Niemczech wynosi według BGR ok. 20 - 28 Gt CO2 wystarczający dla zdeponowania 350 mln ton emitowanego rocznie CO2 przez okres 57 - 80 lat. Odpowiednimi formacjami geologicznymi są głęboko położone zawodnione warstwy solonośne, pola naftowe i gazowe oraz pozabilansowe złoża węgla. W celu znalezienia najbardziej ekonomicznych miejsc konieczne jest dokonanie analizy kosztów. Pierwsze instalacje demonstracyjne CCS w Europie mogłyby być centrum, wokół którego skupiłaby się infrastruktura niezbędna dla CCS. Infrastruktura CO2 musi bazować na transgranicznej sieci rurociągów do transportu CO2, łączącej źródła emisji CO2 z miejscami składowania. W Niemczech miejsca o dużym potencjale składowania znajdują się w znacznej odległości od Zagłębia Nadreńskiego. Potencjał akceptowalny znajduje się pomiędzy Hamburgiem, a Lubeką, a także pod dnem morza. Mimo tego: wspólnie idźmy w przyszłość - zachęca dr Johannes Heithoff.