Nowa szansa dla technologii zmniejszającej emisję CO2

Technologia wychwytywania dwutlenku węgla okazała się nieefektywna w przypadku energetyki, ale może pomóc rozwinąć działalność firmom naftowym i gazowym i obniżyć koszty branży budowlanej czy cementowej. Ma na to pozwolić zmiana prawa.

Technologia wychwytu, składowania i wykorzystania dwutlenku węgla (tzw. CCUS lub CCS – gdy mówimy tylko o wychwytywaniu oraz składowaniu), którego emisja stanowi największy problem dla polskiej energetyki (a także dla niemieckiej – najbardziej emisyjnej w UE), miała być receptą dla tej branży na ograniczenie emisji przy możliwości jednoczesnego dalszego spalania węgla. Tak się jednak nie stało. Ale teraz ta sama technologia staje się nadzieją dla innych sektorów.

Poszukiwanie technologii

Obowiązujące przepisy ustawy – Prawo geologiczne i górnicze przewidują udzielenie koncesji na poszukiwanie lub rozpoznawanie podziemnego składowania CO2 oraz koncesji na podziemne składowanie CO2 dla projektów demonstracyjnych. Takich jeszcze nie ma. Ministerstwo Klimatu i Środowiska pracuje nad nowelizacją tej ustawy. Przewiduje ona zmiany w odniesieniu do prowadzenia działalności w zakresie podziemnego składowania CO2. Zmiany mają umożliwić składowanie CO2 w obszarach morskich i lądowych oraz w złożach węglowodorów także w przypadku projektów o charakterze innym niż demonstracyjny. Chodzi o projekty komercyjne. – Widzimy potrzebę uruchomienia nowatorskich projektów związanych z technologią wychwytu, składowania i wykorzystania CO2. W sierpniu 2021 r. powołano w MKiŚ zespół ds. rozwoju tej technologii – wyjaśnia resort. Trwają też przygotowania podmiotów zainteresowanych rozwojem CCUS do realizacji pierwszych projektów w tej technologii.

Prace już ruszyły. Jako pierwszy koncern Lafarge Polska z branży budowlanej złożył wniosek o finansowanie z unijnego Funduszu Innowacyjnego projektu Go4Ecoplanet, dotyczącego wychwytywania CO2 dla Cementowni Kujawy niedaleko Inowrocławia. W marcu 2022 r. MKiŚ wystawiło list wspierający dla tej inicjatywy. Wartość inwestycji jest szacowana na 250 mln euro. Z kolei projekt Poland-EU CCS Interconnector, planowany do realizacji przez konsorcjum firm PKN Orlen, Lafarge Polska oraz Air Liquide Polska, znalazł się na piątej liście projektów wspólnego zainteresowania UE.

Cel zmian w prawie

Uzasadnieniem dla rozwoju technologii CCUS jest głównie skokowy wzrost cen uprawnień do emisji CO2 po 2018 r., a także unijny cel neutralności klimatycznej. Obie te kwestie przełożyły się na powrót do dyskusji o wychwycie i składowaniu CO2 w gospodarce. Przy rekordowych cenach uprawnień do emisji CO2 wynoszących około 100 euro za tonę analizowanie opłacalności inwestycji w CCUS dla istniejących instalacji przemysłowych i energetycznych emitujących duże ilości CO2 staje się uzasadnione. – Zdaniem Międzynarodowej Agencji Energetycznej osiągnięcie celów zakładających zerowy bilans emisji CO2 bez uwzględnienia technologii CCUS nie będzie możliwe – przypomina MKiŚ. Resort wskazuje, że do rozwoju sektora potrzebne jest jednak zaangażowanie podmiotów działających na wszystkich etapach łańcucha CCUS, począwszy od wychwytu dwutlenku węgla, poprzez jego transport, aż do wykorzystania i składowania.

Resort tłumaczy, że względu na obecny poziom rozwoju technologii CCS w Polsce, ilość wychwytywanego CO2 zależeć będzie w praktyce od decyzji inwestycyjnych poszczególnych podmiotów. – Technologie CCUS są postrzegane jako perspektywiczne dla szeregu gałęzi gospodarki, m.in. dla przemysłu cementowego, stalowego, chemicznego, naftowego, energetyki czy ciepłownictwa – podkreśla ministerstwo. Obiekty emitentów CO2, które mogłyby skorzystać z rozwoju technologii CCUS, są zlokalizowane na terenie całego kraju, z większą koncentracją w południowej i centralnej części Polski. – Dla decyzji inwestycyjnych istotne będzie jednak uwzględnienie innych elementów łańcucha CCUS, w tym lokalizacji potencjalnych składowisk oraz możliwych metod i przebiegu tras transportu CO2 – przyznaje resort.

Energetyka rezygnuje

Kiedy jeszcze 10–12 lat rozpoczynano koncepcyjne prace nad tą technologią, zakładano, że pomoże ona obniżyć emisje z elektrowni węglowych przy jednoczesnej kontynuacji spalania krajowych zasobów energetycznych, którymi są węgiel kamienny i brunatny. W ramach analiz dotyczących wdrożenia technologii CCS na konkretnych blokach energetycznych trzeba wziąć pod uwagę wiele czynników. Jest to m.in. wiek istniejących elektrowni konwencjonalnych czy sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Przedmiotem analiz są możliwości wdrożenia pełnego łańcucha technologii CCS w odniesieniu do wybranych bloków węglowych oraz gazowych w Polsce. – Ostateczne decyzje w zakresie inwestycji w instalacje CCS podejmowane będą jednak przez poszczególne spółki – przypomina resort.

Jeszcze w 2010 r. w ramach europejskiego programu European Economic Plan for Recovery należąca do Polskiej Grupy Energetycznej Elektrownia Bełchatów informowała, o planowanym dofinansowaniu 180 mln euro do projektu „Budowa instalacji wychwytywania, transportu i geologicznego składowania CO2”. Miało to obniżyć środowiskowe koszty emisji CO2. Jednak siedem lat później PGE zamroziło te plany. Okazało się, że projekt redukcji zanieczyszczeń nie będzie nadawać się do zastosowań komercyjnych. Wskazywano wówczas, że koszty wychwycenia i składowania jednej tony CO2 wyniosłyby 60–65 euro. Koszty zakupu praw do emicji CO2 są dziś wyższe, bliskie 100 euro za tonę. Czy zatem teraz takie projekty przy jednoczesnej zmianie prawa mogłyby wrócić do łask? Złudzeń nie pozostawia Tauron. Spółka technologią CCS zajmowała się w latach 2009–2015. Wówczas prowadzono projekty badawczo-rozwojowe i analizy studialne. W latach 2013–2015 w ramach Programu Strategicznego „Zaawansowane technologie pozyskiwania energii” dofinansowanego przez NCBiR firma prowadziła badania wychwytu CO2 na instalacjach pilotażowych. Wówczas na rozwój technologii CCS Tauron wydał 10 mln zł. Mimo potencjalnie wyższej obecnie opłacalności tej technologii koncern nie widzi w niej przyszłości. – Jeżeli dążymy do neutralności klimatycznej, czyli zeroemisyjności, to docelowy poziom wychwytu CO2 powinien wynieść 100 proc., co może być ekonomicznie nieopłacalne z uwagi na wielkość i stopień skomplikowania instalacji wychwytu CO2 – przyznaje rzecznik firmy Łukasz Zimnoch.

Co najistotniejsze, państwowe spółki nie planują już rozwoju tej technologii ze względu na wydzielenie aktywów węglowych do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego.

Przemysł naftowy chętny

Wśród dużych koncernów energetycznych najbardziej zainteresowany ustawą jest PKN Orlen, który po przejęciu Lotosu i PGNiG zyskał naturalne kompetencje w kontekście składowania CO2 w sczerpanych złożach węglowodorów. Lotos, jeszcze przed formalnym przejęciem przez Orlen, wraz z partnerami reprezentującymi przemysł rafineryjny i chemiczny, przygotował opracowanie „Zielona księga dla rozwoju CCS w Polsce”. Gdański koncern naftowy szykował się do możliwości składowania CO2 w sczerpanych złożach węglowodorów na Bałtyku. Teraz te plany przejął Orlen, który z aprobatą przyjmuje zmiany prawne w kierunku umożliwienia komercyjnego, a nie tylko demonstracyjnego składowania CO2 w obszarach morskich i lądowych oraz w strukturach złożowych węglowodorów. – Zatłaczanie CO2 pozwala wydobyć ze sczerpanych morskich złóż pozostałości ropy i gazu, co poprawia rentowność projektów – argumentuje Maciej Burny, były sekretarz Rady Zarządzającej Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, a obecnie prezes zarządu firmy doradczej Enerxperience.

Orlen proponował także, aby dla mniejszych projektów testowych (poniżej 100 kiloton CO2) prace realizować na podstawie pozwolenia bez konieczności posiadania koncesji, której proces pozyskania jest czasochłonny. Pozwoliłoby to zdaniem Orlenu przyspieszyć prace nad tą technologią. Miałaby na to pozwalać unijna dyrektywa CCS. MKiŚ jednak się nie zgodził na taką argumentację.

Ważny odbiór społeczny

Przy aktualnie wysokich cenach uprawnień do emisji CO2 opłacalność takich projektów rośnie, choć kluczowa jest tu kwestia akceptowalności społecznej dla takich składowisk. – Podstawowe pytanie to szczelność zbiorników, np. kawern solnych. Obecnie jedyną społecznie akceptowalną formą składowania w Europie są obszary morskie. W polskich realiach dla energetyki węglowej ulokowanej głównie w Polsce południowej i centralnej to trudne logistyczne zadania. Należałoby przesłać rurociągami CO2 na północ. Trudno sobie wyobrazić na dziś szybką budowę takiej infrastruktury – wyjaśnia Maciej Burny. Im dalej od składowiska, tym więc droższy projekt. Jeśli zaś chodzi o składowanie CO2 na lądzie, to jedynym opłacalnym rozwiązaniem jest składowanie go przy elektrowniach. – Jednak ze względów geologicznych nie wszędzie jest to możliwe, nie mówiąc o protestach społecznych. Dlatego ciekawszym rozwiązaniem są technologie uwzględniające dalsze przemysłowe wykorzystanie wychwyconego CO2 – podkreśla Burny. Na te same problemy zwraca uwagę rzecznik Tauronu, który dodaje, że wskazanie miejsca składowania CO2 wymaga szczegółowych studiów i analiz i uzgodnień z mieszkańcami gminy, na której terenie ten gaz będzie zatłaczany.

MKiŚ zapowiada w tym kontekście zmianę rozporządzenia w zakresie obszarów, na których dopuszcza się lokalizowanie kompleksu podziemnego składowania dwutlenku węgla. Dyskusja w regionach może wówczas odżyć na nowo.