Karbon yakalama ve depolama — CCS ve CCUS teknolojileri

Karbon yakalama ve depolama (CCS, carbon capture and storage), bir sanayi tesisinin ya da santralin bacasından veya proses akımından çıkan karbondioksiti (CO2) ayırıp sıkıştıran, boru hattı ya da gemiyle taşıyan ve yer altındaki gözenekli kayaçlarda kalıcı olarak hapseden teknoloji zinciridir. Yakalanan CO2 bir ürüne dönüştürülür ya da petrol sahasına basılırsa zincir CCUS (carbon capture, utilisation and storage, karbon yakalama, kullanım ve depolama) adını alır. Doğal gaz işlemede, amonyak, etanol, çimento ve çelik üretiminde, kömür ve gaz santrallerinde kullanılır. Ağır sanayinin elektrikle çözemediği emisyonları azaltmanın az sayıdaki yolundan biridir. Dragonomi’de terim çoğunlukla ExxonMobil, Occidental, CF Industries ve Equinor telekonferanslarında, ABD’nin 45Q vergi kredisiyle birlikte geçer.

Nasıl çalışır

Zincirin üç halkası (yakalama, taşıma ve depolama) çoğu zaman farklı şirketlerin işidir.

Yakalama, CO2’yi diğer gazlardan ayırma işidir. En yaygın yöntem yanma sonrası yakalamadır. Baca gazı, CO2’yi tutan bir amin çözeltisinden geçirilir. Çözelti sonra ısıtılır, CO2 saf hâlde geri salınır, çözücü yeniden kullanılır. CO2 oranı düşük baca gazında bu ısıtma ciddi enerji ister. Yanma öncesi yakalamada yakıt önce hidrojen ve CO2 karışımına çevrilir, CO2 yanmadan önce ayrılır. Oksi-yakıt yönteminde yakıt hava yerine saf oksijenle yakılır, baca gazı neredeyse yalnızca CO2 ve su buharından oluşur. Dördüncü ve en ucuz grup proses akımıdır. Doğal gaz işleme, amonyak ve etanol tesisleri üretimin doğal bir parçası olarak zaten saf CO2 çıkarır. Bu tesislerde "yakalama" çoğu zaman yalnızca kurutma ve sıkıştırmadan ibarettir.

Taşıma için CO2 yüksek basınçta sıvı benzeri bir hâle, yani süperkritik faza getirilir ve boru hattıyla gönderilir. Uzak açık deniz depolarına ise sıvılaştırılıp gemiyle taşınır. Norveç’teki Northern Lights projesi bu ikinci modelin örneğidir.

Depolama genellikle 800 metreden derin, gözenekli ve tuzlu su dolu kumtaşı katmanlarında (tuzlu akifer) ya da tükenmiş petrol ve gaz sahalarında yapılır. CO2’nin yukarı kaçmasını üstteki geçirimsiz katman, yani örtü kayaç engeller. Depolama sahası enjeksiyon boyunca ve sonrasında sismik ölçüm ve kuyu sensörleriyle izlenir. Bu izleme, doğrulama ve raporlama işine kısaca MRV (monitoring, reporting and verification) denir.

Bir başka seçenek CO2’yi petrol sahasına basmaktır. EOR (enhanced oil recovery, ileri petrol kurtarma) denen bu yöntemde CO2 petrolü inceltir ve kuyuya doğru iter. CO2’nin bir bölümü sahada kalır, ama süreç petrol üretimini artırdığı için iklim hesabındaki yeri tartışmalıdır.

CCS, CCUS, DAC ve BECCS arasındaki fark

CCS, yakalanan CO2’nin jeolojik olarak depolandığı zinciri anlatır. CCUS, depolamanın yanına kullanımı ekler. Kullanım EOR olabilir, metanol ya da üre gibi kimyasallarda ham madde olabilir, betonda mineralleştirme olabilir. CO2 bir yakıta dönüştürülüp yeniden yakılıyorsa iklim faydası geçicidir.

DAC (direct air capture, doğrudan hava yakalama) CO2’yi bacadan değil açık havadan toplar. Ayrıştırma çok daha pahalıdır, ama DAC atmosferden CO2 çektiği için karbon giderimi (carbon dioxide removal, CDR) sayılır. BECCS (bioenergy with CCS) ise biyokütle yakan bir santralin bacasına CCS kurmaktır. Bitki büyürken havadan CO2 aldığı için zincirin sonucu yine net giderimdir.

Gelir modelleri de farklıdır. Endüstriyel CCS emisyon cezasından kaçınarak ya da vergi kredisi alarak para kazanır. DAC ve BECCS ise ek olarak gönüllü piyasada karbon giderim sertifikası satar. Alıcılar çoğunlukla Microsoft gibi teknoloji şirketleridir.

Tarihçe ve bugünkü ölçek

CO2 yer altına iklim için değil petrol için basılmaya başlandı. Teksas’ta 1970’lerin başında gaz işleme tesislerinden çıkan CO2, Permiyen havzasındaki petrol sahalarına gönderildi. İklim amaçlı ilk ticari depolama 1996’da Norveç’te Sleipner gaz sahasında başladı. Norveç’in açık deniz petrol faaliyetlerine koyduğu karbon vergisi, gazdan ayrılan CO2’yi deniz tabanının altına basmayı kârlı hâle getirdi. Cezayir’de In Salah ve Norveç’te Snøhvit bu modeli izledi.

Santrallere CCS kurma dalgası 2010’larda geldi. SaskPower’ın Kanada’daki Boundary Dam 3 ünitesi 2014’te kömür santralinde ticari ölçekte yanma sonrası yakalama yapan ilk tesis oldu, Teksas’taki Petra Nova onu 2017’de izledi. 2020’lerde ağırlık ortak taşıma ve depolama ağlarına kaydı.

Global CCS Institute’un Ekim 2025’te yayımladığı Global Status of CCS 2025 verilerine göre dünyada 77 ticari CCS tesisi işletmedeydi. Bir yıl önce bu sayı 50’ydi. 47 tesis inşaat hâlindeydi, planlama aşamasındakilerle birlikte projelerin sayısı 610’a ulaştı. İşletmedeki yakalama kapasitesi yılda yaklaşık 64 milyon tondu ve kurum bu rakamın 2030’a kadar yaklaşık beş katına çıkmasını bekliyor.

Bu rakamlar isim kapasitesidir (nameplate), fiilen yakalanan yıllık ton değildir, Global CCS Institute de bunu belirtir. Yakalanan CO2’nin önemli bir kısmı da depolamaya değil EOR’a gider. Dragonomi’nin Temmuz 2024’teki kısa karbon yakalama notu ABD’nin 2035’te 164 milyon tonluk kapasiteye ulaşacağını aktarıyordu, bu hedef de kapasite cinsindendir.

Teşvik ve düzenleme çerçevesi

CCS kendiliğinden kâr etmez. CO2’yi yakalamak ve gömmek maliyetlidir, ürün satmaz. Projeyi ayakta tutan şey ya bir ceza ya bir ödüldür.

ABD ödül modelini kullanır. Vergi kanununun 45Q maddesi, yakalanıp jeolojik olarak depolanan her ton CO2 için 12 yıl boyunca vergi kredisi verir. Taban kredi nokta kaynakta ton başına 17 dolar, DAC’te 36 dolardır. İnşaatta bölgesel ücret düzeyi (prevailing wage) ve çıraklık şartları karşılanırsa tutar beş katına, yani 85 ve 180 dolara çıkar. İnşaatın 1 Ocak 2033’ten önce başlaması ve tesisin yılda asgari bir miktar (sanayide 12.500 ton) yakalaması gerekir.

Avrupa Birliği ceza modelini kullanır. AB Emisyon Ticaret Sistemi’nde (ETS) tesisler saldıkları her ton CO2 için bir emisyon izni teslim eder. Yakalanıp kalıcı olarak depolanan CO2 salınmış sayılmaz, bu yüzden izin gerektirmez. ETS Direktifi’nin 12(3b) maddesi benzer muameleyi bir ürüne kalıcı olarak kimyasal bağlanan CO2’ye de genişletir. Birlik ayrıca 2030 için yılda 50 milyon tonluk bir enjeksiyon kapasitesi hedefini petrol ve gaz üreticilerine yükledi.

ABD’de bir projenin değeri büyük ölçüde 45Q’nun 12 yılına, Avrupa’da ise karbon fiyatına ve devlet yardımına bağlıdır.

Maliyeti belirleyen CO2 yoğunluğu

CCS’te ton başına maliyeti en çok belirleyen değişken teknoloji değil, gaz akımındaki CO2 oranıdır. Akım ne kadar saf ve büyükse yakalama o kadar ucuzdur. ACER’in aktardığı Uluslararası Enerji Ajansı (IEA) 2019 verileri ile IEAGHG’nin çalışmaları bu basamaklı yapıyı açıkça gösterir.

Tablonun iki dersi var. Birincisi, IEAGHG’nin 2013 çimento hesabında görüldüğü gibi aynı sektörde bile ölçek ve konum farkı maliyeti neredeyse ikiye katlar. İkincisi, "yakalanan" ve "önlenen" ton farklı şeylerdir. Yakalama ünitesi de enerji harcar ve emisyon üretir. Önlenen ton bu ek emisyon düşülerek bulunur ve maliyeti her zaman daha yüksektir.

Bu basamaklar 45Q’nun kime ne kadar yaradığını açıklar. Ton başına 85 dolarlık kredi, saf akımı olan doğal gaz işleme, etanol ve amonyak tesisleri için maliyetin çok üzerindedir ve geniş bir marj bırakır. Çimento, çelik ve santraller için ise ancak maliyetin bir kısmını karşılar. ABD’de CCS’nin ilk dalgasının amonyak, gaz işleme ve etanolde toplanması bu maliyet eğrisinin sonucudur.

Avrupa’da açık daha belirgindir. GMK Center’ın aktardığına göre ETS’nin Aralık 2026 vadeli emisyon izni Nisan 2026’da ortalama 74,04 avrodan işlem gördü ve Mayıs’ın büyük bölümünde ton başına 74-78 avro aralığında kaldı. Carbon Commentary ve Live in the Future bloglarındaki hesaplara göre Danimarka’daki Aalborg Portland çimento projesinin devlet sözleşmesi yakalanan ton başına yaklaşık 117 avroya, Norveç’teki Brevik projesinin her şey dahil maliyeti ise yaklaşık 150 avroya denk geliyor. Bunlar resmî rakamlar değil, yorumcu tahminleridir. Bu karşılaştırma, Mayıs 2026 itibarıyla karbon fiyatının tek başına çimentoda ya da atıktan enerji tesislerinde CCS’yi finanse etmeye yetmediği anlamına gelir. Açığı ya devlet yardımı ya fark sözleşmesi (contract for difference) ya da Heidelberg Materials’ın evoZero markası gibi düşük karbonlu ürün primi kapatıyor.

İsim kapasitesi ile fiili yakalama

CCS projelerinde en sık yapılan okuma hatası isim kapasitesini gerçek performans sanmaktır. IEEFA’nın 2022 incelemesine göre Boundary Dam ömrü boyunca yakalama kapasitesinin yaklaşık %50 altında, Gorgon ilk yıllarında yaklaşık %50 altında, ExxonMobil’in Shute Creek tesisi ise yaklaşık %36 altında çalıştı. Analist için en kullanışlı oran, yıllık fiilen enjekte edilen tonun isim kapasitesine bölümüdür.

Gorgon ve denkleştirme yükümlülüğü

Chevron’un Batı Avustralya’daki LNG tesisi, üretilen gazdan ayrılan rezervuar CO2’sinin beş yıllık hareketli ortalamada %80’ini depolamakla yükümlüdür. IEEFA’nın Kasım 2024 hesabına göre oran 2023-2024 mali yılında yaklaşık %30, önceki iki yılda %33-34 civarındaydı. İkincil kaynakların aktardığı Aralık 2025 tarihli bir IEEFA değerlendirmesi 2024-2025 için yaklaşık 1,33 milyon ton ve %25 civarı veriyor, bu rakam birincil kaynaktan doğrulanmadı. Sorun yakalama ünitesinde değil yer altındadır. Tuzlu akiferde basıncı yönetmek için formasyon suyunun çekilip başka yere basılması gerekir ve kirli, eser hidrokarbon içeren bu su sistemi tekrar tekrar tıkadı.

Hedefin kaçırılmasının bedeli para cezası değil, denkleştirme yükümlülüğü oldu. Chevron ilk beş yıllık dönem için 5,23 milyon ton karbon denkleştirme sertifikası satın alıp teslim etmeyi kabul etti ve bunu Kasım 2021’de Batı Avustralya’daki düşük karbonlu projelere ayrı bir 40 milyon Avustralya doları yatırım taahhüdüyle birlikte duyurdu. Şirket daha sonra 5,23 milyon tonun teslimini tamamladığını, 17 Temmuz 2022’de biten dönem için de ayrı bir açık raporlanacağını bildirdi. Chevron maliyeti açıklamadı, IEEFA verisinden türetilen bir tahmin ortaklar için 184 milyon dolara kadar bir tutar veriyor. Haberlerde bu üç rakam sık sık birbirine karıştırılır.

Boundary Dam, Petra Nova, Quest ve Brevik

Boundary Dam 3 yaşlandıkça iyileşen bir tesis. SaskPower’ın verilerine göre 2025’in üçüncü çeyreğinde %91,1 kullanılabilirlikle 236.512 ton CO2 yakaladı. Yine de tablodaki toplam yaklaşık 11 yıla bölündüğünde yılda ortalama 0,65 milyon ton eder (yazar hesabı), yani yaklaşık 1 milyon tonluk isim kapasitesinin belirgin biçimde altındadır.

Petra Nova "%90 yakalama" iddiasının neden parçalanması gerektiğini gösterir. Tesis arıtılan baca gazındaki CO2’nin %92,4’ünü tuttu. Buna karşın ilk üç yılda beklenen tonun ancak yaklaşık %83’ünü yakaladı (3,8 ÷ 4,6), açık yaklaşık %17’ydi. Kısa ton yaklaşık 907 kilodur. CO2’yi EOR için satan tesis Mayıs 2020’de petrol fiyatı çökünce kapandı, JX Nippon onu 5 Eylül 2023’te yeniden başlattı.

Bir yakalama oranı iddiasını okurken üç oranı ayrı ayrı sormak gerekir. Bunlar arıtılan gazın ne kadarının tutulduğu, tesisin toplam emisyonunun ne kadarının arıtma ünitesine gittiği ve ünitenin yılın ne kadarında çalıştığıdır. Üçünün çarpımı gerçek oranı verir.

Quest ve Brevik ikinci ortak deseni gösterir. Önce ucuz akım yakalanır. Shell’in Quest projesi Scotford tesisindeki hidrojen ünitelerinin CO2’sini tutar, bu da sahanın toplam CO2’sinin yaklaşık %35’idir. Yaklaşık 1,35 milyar Kanada dolarlık yatırımın 745 milyon Kanada dolarını Alberta, 120 milyon Kanada dolarını federal hükümet karşıladı. Heidelberg Materials’ın Brevik çimento fabrikasındaki tesis Haziran 2025’te açıldı ve fabrikanın CO2’sinin ancak yarısını yakalıyor.

Yakalama tesisleri neden duruyor

Kullanılabilirlik açığının nedenleri kamuya açık mühendislik raporlarında ayrıntılı olarak yer alır ve çoğu kimyadan değil tesis entegrasyonundan kaynaklanır.

Petra Nova’nın ABD Enerji Bakanlığı’na (DOE) verilen Mart 2020 tarihli nihai teknik raporunu özetleyen IEAGHG çalışmasına göre yakalama tesisi 2017-2019 gösterim döneminde 104 gün durdu. Bu %91 kullanılabilirliğe denk gelir, olgun çevre kontrol sistemlerinde tipik değer yaklaşık %95’tir. Kayıp günlerin 88’i tek bir tasarım kararından geldi. Yakalama ünitesinin yaklaşık 35 megavatlık elektriği ve buharı, kömür ünitesinden çalmamak için ayrı bir gaz kojenerasyon ünitesinden sağlanıyordu. Bu ünitenin yedeği yoktu ve her arızası yakalamayı da durdurdu. CO2’yi alan West Ranch petrol sahasının kabul kapasitesi ve 2017’deki Harvey kasırgası da kayıplara eklendi. Proje ekibi Teksas Üniversitesi’nin piperazin bazlı yeni bir çözücüsünü denemekten vazgeçti. Modellemeye göre bu çözücünün rejeneratöründen çıkan düşük basınçlı CO2’nin sıcaklığı kompresörü zorlayacak ve tedarikçi garantilerini geçersiz kılabilecekti. Çözücü yeniliğinin sınırını burada kimya değil kompresör belirledi.

Boundary Dam 3 ise ısıyı ana üniteden alır. Thunder Said Energy’nin vaka analizine göre yakalama çalışırken ünitenin net gücü yaklaşık 160 megavattan 110 megavata iniyor. Tesisin ilk yıllarında asıl sorun amindi. SaskPower’ın CEO’su 2016’da amin bozunmasının bütçelenenden yüksek olduğunu ve amini temizleyip yenilemenin yıllık maliyete tahminen 8-9 milyon Kanada doları eklediğini söyledi. Global CCS Institute’un birinci yıl değerlendirmesi erken bozunmayı, Haziran 2015’te düzeltilene kadar kazan sıcaklıklarını gereğinden yüksek tutan bir buhar sıcaklığı kontrol arızasına bağladı. Sonraki akademik çalışmalar amin kirlenmesini baca gazı ön işleminden taşınan uçucu küle bağlıyor.

Shell’in Quest projesinde ilk arıza kompresördeydi. IEAGHG’nin 2019 Quest incelemesine göre Mayıs 2015 sonundaki ilk durdurmada boru hattındaki yüksek geri basınç pervaneleri frenledi ve kompresör dakikada yaklaşık 500 devirle ters döndü. Çıkış basıncı Ağustos 2015 ortasına kadar 12 megapaskalla sınırlandı, 14 megapaskallık şartnameye ancak 2015 sonunda eklenen tahliye kapasitesiyle dönüldü. Eylül 2015 kabul testlerinde tesis 24 saatte 3.094 ton yakaladı, şart 2.960 tondu. 20 günlük testte yakalama verimi ortalama %81’di, şart %75’in üzerinde olmasıydı. Yani Quest’te "yakalama oranı" hidrojen ünitesi akımının yaklaşık %81’idir, baca gazının %90’ı değildir.

Quest’in çözücü tasarımı amin bozunmasının baştan hesaba katıldığını gösterir. ADIP-X çözücüsü ağırlıkça %35 MDEA, %5 piperazin ve %60 sudan oluşur. Takviye amin azot örtüsü altında saklanır, bozunma ürünleri karbon filtreyle tutulur. Kamuya açık belgelerde Quest, Boundary Dam ve Petra Nova için gerçekleşen çözücü takviye oranı ve kazan ısı ihtiyacı (gigajul bölü ton CO2) yer almıyor. Cansolv türü sistemler için sık aktarılan 2,4-3,2 gigajul aralığı bir ölçüm değil, tedarikçi sınıfı bir aralıktır.

45Q’nun ayrıntıları

Kredinin gerçek değerini manşet rakam değil ayrıntılar belirler.

EOR eşitlemesi ve bütçe maliyeti

4 Temmuz 2025’te yasalaşan One Big Beautiful Bill Act’in (OBBBA) 70522. bölümü, bu tarihten sonra hizmete giren ekipmanda EOR’a ve ürünlere giden CO2’ye depolamayla aynı krediyi tanıdı. Daha önce EOR nokta kaynakta ton başına 60 dolar, DAC’te 130 dolar alıyordu. Enverus Intelligence Research’ün 29 Temmuz 2025 analizine göre EOR kredisinin 60 dolardan 85 dolara çıkması klasik CO2-EOR projelerinin başa baş fiyatını %40’tan fazla düşürerek varil başına 28 dolardan 16 dolara indirdi. Permiyen’deki en yüksek maliyetli kalan kaya petrolü stoğunun başa baş fiyatı ise 27 dolar. EOR ayrıca mevcut CO2 boru hatlarını kullanır ve depolama izni beklemez.

Bu değişikliğin bütçe maliyeti sık yanlış aktarılır. Carbon Capture Coalition’ın 25 Haziran 2025 tarihli çalışma grubu notlarına göre ABD Kongresi Vergi Ortak Komitesi (JCT) Senato metnindeki 45Q değişikliklerini on yıllık pencerede 14,28 milyar dolar olarak puanladı. Bu rakam iki kalemi birlikte içerir, EOR ve kullanım eşitlemesi ile belirlenmiş yabancı kuruluşlara (FEOC) getirilen kısıtlar. JCT ikisini ayrı satırda yayımlamadı. Koalisyon ve CURC’un yaptırdığı EY analizi eşitlemenin tek başına maliyetini yaklaşık 0,5 milyar dolar buldu ve iki taraf rakamları uzlaştıramadı. Senato metni ayrıca kredinin enflasyon ayarlamasını 2026 baz yılıyla 2028’e erteledi. Senato Maliye Komitesi personeli bu ertelemeyi eşitlemenin finansmanı olarak tanımladı. Sonuçta ABD’de "CCS" desteğinin bir bölümü fiilen petrol üretimi desteğine dönüştü.

Ek fayda tartışması

C2ES’in sitesinde yer alan ve yılı belirtilmemiş bir tahmine göre ABD’de EOR’da yılda yaklaşık 72 milyon ton CO2 kullanılıyordu. Bunun yaklaşık 55 milyon tonu Jackson Dome ve Bravo Dome gibi doğal CO2 yataklarından, yalnızca 17 milyon tonu insan kaynaklı kaynaklardan geliyordu. Yakalanan CO2 doğal yataktan çıkarılacak CO2’nin yerini alıyorsa iklim kazancı vardır, ama ek petrol ürettiği ölçüde bu kazancın bir kısmı geri gider.

Krediyi kim alır ve ne kadarı kalır

Krediyi varsayılan olarak yakalama ekipmanının sahibi alır. Sahip her yıl krediyi CO2’yi depolayan ya da kullanan tarafa devretmeyi seçebilir. Ayrıca yeterli vergi borcu yoksa krediyi üçüncü bir şirkete satabilir, OBBBA bu transfer hakkını korudu. Kredi üç yıllık bir geri alma (recapture) riski taşır. CO2 sızarsa ya da depolama belgelenemezse kredi geri istenebilir. Danışmanlar bu yüzden krediyi özel amaçlı şirketlerde tutmayı öneriyor. Etanol tesisleri aynı tesis ve aynı yıl için 45Q ile düşük karbonlu yakıt kredisi 45Z’yi üst üste alamaz.

Kredinin el değiştirme fiyatı da yayımlanmıyor. Crux’un piyasa verilerine göre yatırım notlu yatırım vergi kredileri (ITC) 2025’in ikinci yarısında 1 dolar başına 0,940 dolardan 0,931 dolara, üretim kredileri (PTC) 0,950 dolardan 0,940 dolara geriledi. Crux ve diğer aracılar 45Q’ya özgü bir fiyat yayımlamadı. CF-ExxonMobil, Linde-ExxonMobil ya da Red Trail Energy gibi anlaşmalarda kredinin yakalayıcı ile taşıma ve depolama operatörü arasında nasıl bölündüğü de açıklanmadı. Bir CCS nakit akışını WACC ile iskontolarken manşet 85 dolar değil, paylaşım ve transfer sonrası net tutar esas alınmalıdır.

Uyum geçmişi ve MRV şartı

ABD Hazine Vergi İdaresi Genel Müfettişliği (TIGTA) 2020’de, 2010-2019 vergi yıllarında alınan yaklaşık 1,02 milyar dolarlık 45Q kredisinin büyük bölümünün EPA onaylı bir MRV planı olmadan talep edildiği için usulsüz olabileceğini tespit etti. 2025 itibarıyla kredi talebi, EPA’nın Subpart RR kapsamında onaylı bir MRV planına bağlıdır. OBBBA ayrıca belirlenmiş yabancı kuruluşların (FEOC) 45Q almasını yasakladı.

Depolama izni ve boru hattı darboğazı

Erken projeler asıl darboğazın yakalama değil yer altı olabileceğini gösterdi. Norveç’teki Snøhvit sahasında rezervuarın beklenenden küçük ve kapalı parçalardan oluşması basıncı hızla yükseltti ve enjeksiyon 2011’den sonra başka bir katmana kaydırıldı. Depolama kapasitesi bu yüzden gözenek hacmiyle değil, basınçla sınırlı enjeksiyon hızıyla okunmalıdır.

ABD’de depolama kuyularına Class VI kuyusu denir. İzni ya EPA ya da bu yetkiyi (primacy) devralmış eyalet verir. Trihydro’nun Haziran 2025 derlemesi farkı izin sayısıyla gösteriyor.

EPA’nın kendi planı bir başvuru için toplam yaklaşık 24 ay öngörür. Temmuz 2025 tarihli EPA Genel Müfettişlik incelemesi kurumun bu hedefe genel olarak ulaşamadığını tespit etti, hukuk bürolarının yorumları gerçekçi süreyi üç yıl civarında görüyor. Kuzey Dakota’da ise etanol üreticisi Red Trail Energy’nin yılda yaklaşık 180 bin tonluk depolama başvurusu Şubat 2021’de yapıldı. Eyalet, kendi yetkisiyle verilen ilk Class VI iznini 19 Ekim 2021’de, başvurunun tam kabul edilmesinden beş aydan kısa süre sonra onayladı ve enjeksiyon 16 Haziran 2022’de başladı. Eyaletin yetkiyi alması ise yaklaşık beş yıl sürmüştü.

Occidental’ın Ector County’deki Brown Pelican kuyuları Stratos DAC tesisinin depolama kuyularıdır. Başvuru 2022’de yapıldı, EPA üç Class VI iznini 7 Nisan 2025’te verdi, yani süreç yaklaşık üç yıl sürdü. EPA 12 Kasım 2025’te Class VI yetkisini Teksas’a devretti ve Teksas bu yetkiyi alan altıncı eyalet oldu. Teksas Demiryolu Komisyonu (RRC) ilk iki yılda 25’e kadar izin vermeyi bekliyor. 45Q’nun 2033 inşaat başlangıcı sınırı düşünüldüğünde izin süresinin kısalması doğrudan proje değerini etkiler.

Taşıma tarafında darboğaz siyasidir. 2020’de Mississippi’nin Satartia kasabasında süperkritik CO2 taşıyan bir boru hattı patladı. ABD Boru Hattı ve Tehlikeli Maddeler Güvenlik İdaresi (PHMSA) 10 Ocak 2025’te yeni güvenlik kuralı taslağı yayımladı, Nisan 2026 itibarıyla kesin kural çıkmamıştı. Illinois’deki boru hattı moratoryumu bu kural kesinleşene ya da 1 Temmuz 2026’ya kadar sürüyor. Güney Dakota Mart 2025’te CO2 boru hatları için kamulaştırmayı yasakladı ve Summit Carbon Solutions’ın eyaletteki hattının izni reddedildi, bu da yaklaşık 9 milyar dolarlık Orta Batı etanol ağını tehlikeye attı. ABD’nin en ucuz yakalama kaynağı olan etanol tesisleri 45Q yüzünden değil, taşıma ve mülkiyet hukuku yüzünden bekliyor.

Avrupa modeli, depolama yükümlülüğü ve sözleşmeler

Net Sıfır Sanayi Yasası’nın 23. maddesi

Avrupa Komisyonu’nun 22 Mayıs 2025 tarihli kararının ekinde, AB’nin 2020-2023 ham petrol ve doğal gaz üretiminin %95’ini birlikte yapan 44 üretici listelendi. 50 milyon tonluk 2030 hedefi bu şirketlere üretimleriyle orantılı dağıtılır. Üretimin %2’sini yapan bir şirket yılda 1 milyon tonluk enjeksiyon kapasitesi sağlamakla yükümlüdür. Yılda 610 bin ton petrol eşdeğerinin altındaki üreticiler muaftır ve yükümlülükler 11 üye ülkeye düşüyor. Sayılacak depolama sahası izinli olmalı, en az beş yıl çalışmalı ve üçüncü taraflara açık olmalıdır, EOR ile yapılan depolama sayılmaz. Hesap kurallarını 2025/1477 sayılı yetki devri tüzüğü belirledi. Şirketlerin 30 Haziran 2025’e kadar sunduğu teslim planları yayımlanmadı, kamuya açık yıllık ilerleme raporları 30 Haziran 2026’da başlıyor.

Yükümlülük kâğıt üzerinde bağlayıcı, uygulamada henüz değil. CATF ve Bellona’nın Mart 2026 tarihli Article 23 Watch değerlendirmesine göre duyurulan projeler 2030’a kadar yılda yaklaşık 43 milyon ton enjeksiyon kapasitesi sağlıyor, yani hedefin yaklaşık 7 milyon ton gerisinde. Ekim 2025’te yükümlü 12 şirket şeffaflık, orantılılık ve dağıtım gerekçeleriyle AB Genel Mahkemesi’nde dava açtı, dava yükümlülüğü askıya almıyor. Üye ülkelerin 30 Haziran 2026’ya kadar caydırıcı yaptırımlar koyması gerekiyor ve CATF’ye göre ancak birkaçı işe başlamıştı.

Longship ve Northern Lights

Norveç’in Longship programı Brevik çimento fabrikasındaki yakalamayı, Oslo’daki Celsio atıktan enerji tesisini ve Equinor, Shell ve TotalEnergies ortaklığındaki Northern Lights taşıma ve depolama hizmetini kapsar. Northern Lights ilk CO2’yi 25 Ağustos 2025’te deniz tabanının yaklaşık 2.600 metre altındaki Aurora rezervuarına bastı. Birinci fazın yıllık 1,5 milyon tonluk kapasitesinin tamamı sözleşmeye bağlandı. 27 Mart 2025’te 7,5 milyar Norveç kronluk ikinci faz için yatırım kararı alındı. Bu faz kapasiteyi 2028’den itibaren yılda 5 milyon tonun üzerine çıkaracak.

Northern Lights’ın ticari şartları kamuya açık değil. Hollanda’daki Yara Sluiskil gübre tesisiyle 2022’de imzalanan anlaşma yılda 0,8 milyon tona kadar, 15 yılda yaklaşık 12 milyon tonu kapsıyor. Stockholm Exergi ile anlaşma 2028’den itibaren 15 yıl boyunca yılda 900 bin tona kadar biyojenik CO2 öngörüyor. Yara, Ørsted ya da Northern Lights ton başına tarifeyi, al ya da öde düzeyini ve sorumluluk paylaşımını açıklamadı. Yara’nın 2023’te verdiği yaklaşık 200 milyon avroluk rakam yalnızca Sluiskil’deki sıvılaştırma ve altyapı yatırımını kapsıyor, zincirin tamamını değil.

Sözleşmelerin asıl pazarlık konusu tarife değil, sızıntı sorumluluğudur. ETS’de doğrulanmış biçimde yakalanıp izinli sahaya taşınan CO2 için yakalayıcı emisyon izni teslim etmez. Depolama operatörü ise sorumluluk üye ülkeye geçene kadar sonradan sızan her ton için izin teslim etmek ve enjeksiyondan önce mali teminat göstermek zorundadır. Hollanda’daki CATO araştırma programının bir çalışması bu koşullu yükümlülüğün, operatörün kazandığı hizmet bedeline göre çok büyük olabileceğine, ekonomik getirinin ise çoğunlukla yakalayıcıda kaldığına dikkat çekti. Northern Lights’ın bu riski müşterilere nasıl yansıttığı açıklanmadı.

Longship’in maliyet yolu Avrupa CCS’sinin devlet yardımına ne kadar bağlı olduğunu gösterir. Norveç hükümeti 2020’deki yatırım kararında toplam maliyeti 25,1 milyar kron olarak açıkladı. Bunun 17,1 milyarı yatırım, 8 milyarı on yıllık işletme gideriydi ve devletin payı 16,8 milyardı. 2025’te hükümetin verdiği rakam on yıllık işletme dahil yaklaşık 34 milyar kron, devlet hibesi yaklaşık 22 milyar krondu, yani kayma yaklaşık %35’tir. Brevik 2021’de devlet yardımı sözleşmesindeki azami bütçeyi aştı, Celsio 2023’te tavanına dayanıp 12 aylık maliyet düşürme dönemine alındı ve yakalaması 2029’a kaydı.

Danimarka başka bir finansman yığını kurdu. 16 milyar kronluk CCUS fonunun ilk ihalesini Mayıs 2023’te Ørsted kazandı ve Asnæs ile Avedøre biyokütle santrallerine BECCS kurmak için 20 yıllık destek aldı. Teklifinde Microsoft’a yaklaşık 2,67 milyon tonluk giderim sertifikası satışını gelir olarak hesaba kattı, Mayıs 2024’teki ek anlaşmayla bu satış toplam 3,67 milyon tona çıktı. Bu modelde BECCS’yi ETS fiyatı değil, devlet desteği ile gönüllü giderim sertifikası birlikte finanse ediyor.