Spis treści
W 2009 roku (15 lat temu) została przyjęta unijna Dyrektywa o geologicznym składowaniu CO2. Założono, że do roku 2020 będzie można zmagazynować 7 milionów ton CO2, a do roku 2030 nawet 160 milionów ton, zakładając, że do 2020 r. emisja gazów cieplarnianych zmniejszy się o 20 %. Przyjęto również założenie, że CCUS będzie otrzymywać prywatne, krajowe i wspólnotowe wsparcie dla technologii bezpiecznej dla środowiska.
W komunikacie KE z 2013 roku opisano problematykę dalszej kontynuacji rozwoju CCUS. W Komunikacie przytoczono różne opracowania ale na uwagę zasługuje raport MAE z 2012 roku (12 lat temu). Z analizy MAE wynika, że bez wykorzystania technologii CCS koszty inwestycyjne w sektorze energetycznym niezbędne do osiągnięcia docelowych wartości emisji gazów cieplarnianych wymaganych do ograniczenia wzrostu temperatury na świecie do maksymalnie 2 C , mogą wzrosnąć aż o 40 %.
Rolę CCS, w racjonalnym pod względem kosztów, łagodzenia zmian klimatu przedstawiono w planie działania na rok 2050. We wszystkich scenariuszach założono stosowanie CCS. W 3 spośród 5 opracowanych scenariuszy obniżenia emisyjności – CCS miał mieć udział w ponad 20 % europejskiego koszyka energii elektrycznej do 2050 r.
Z dokumentu wynikało, że na całym świecie realizuje się ponad 20 projektów (głównie prototypy), z których tylko 2 były prowadzone w Europie (Norwegia) a głównie dominowały projekty w Stanach Zjednoczonych. Większość z nich polegała na przemysłowym zastosowaniu wychwyconego CO2 ze względów komercyjnych na potrzeby takich sektorów, jak wydobycie ropy naftowej i gazu lub produkcja chemiczna. W 8 z tych projektów realizowany był pełny łańcuch CCS (wychwytywanie, transport i składowanie CO2). Pięć z nich było rentownych dzięki intensyfikacji wydobycia ropy naftowej, w której CO2 było wykorzystywane do zwiększania wydobycia ropy poprzez jego zatłaczanie do złoża.
Jak wychwycić miliard dolarów
Wzorcowym przykładem w USA miała być największą na świecie instalacją PETRA NOVA w Teksasie. NRG Energy Inc. sprzedała w 2022 r. swój 50-procentowy udział w największej na świecie instalacji do wychwytywania dwutlenku węgla za jedyne około 3,6 miliona dolarów, mniej niż 0,5 procent kosztów budowy projektu, który kosztował około 1 miliarda dolarów.
Departament Energii Stanów Zjednoczonych (DOE) zainwestował 195 milionów dolarów mając nadzieję na wykazanie potencjału tej technologii w przeciwdziałaniu emisjom gazów cieplarnianych z elektrowni węglowych. Wyprzedaż udziałów w projekcie przez NRG jest deklaracją, że inwestycja była porażką technologiczną i stratą finansową.
Rząd USA musiał zadać sobie trudne pytania dotyczące inwestowania większej ilości pieniędzy podatników w CCS. Technologia CCS zastosowana w projekcie Petra Nova nie była czymś zupełnie nowym. Wg DOE projekt ten miał być „dowodem” na opłacalność takich inwestycji. Ale tak się nie stało. Inne projekty CCS podejmowane w elektrowniach również zakończyły się niepowodzeniem.
Teoria i praktyka
Wracając do UE – dokument KE z 2019 roku nie zaprzeczył ani potwierdził opłacalności CCS. Opisuje on bliżej nieokreślone perspektywy dla tej technologii. Mimo braku pozytywnej oceny technicznej i ekonomicznej opłacalności modernizacji pod kątem CCS, elektrownie rezerwują jednak odpowiednią przestrzeń na wypadek, gdyby warunki uległy zmianie w przyszłości – nadzieja jest ciągle podtrzymywana. Dokument Roboczej Służby Komisji z 2021 roku opisuje perspektywy dla CCS z technicznej strony ale również bez aspektu finansowego a plany są duże.
KE proponuje, aby UE stworzyła zdolności składowania CO2 w wysokości 50 mln ton rocznie do 2030 r. Dekadę później – biorąc pod uwagę zalecany cel klimatyczny 90 proc. redukcji CO2 w 2040 r. – pojemność składowania będzie musiała się zwiększyć do ok. 280 mln ton. Z kolei rok 2050, planowany jako termin osiągnięcia neutralności klimatycznej, to 450 mln ton. Tyle teoria a jaka jest rzeczywistość?
Wg. Instytutu Instytut Ekonomii dla Energii oraz Analiz Finansowych (z siedzibą w USA) obawy dotyczące wykonalności technicznej i kosztów są już widoczne w niewielkiej liczbie europejskich projektów w eksploatacji lub w trakcie budowy. Na przykład koszty projektu budowlanego w Holandii wzrosły ponad dwukrotnie, podczas gdy budowa jednostki wychwytywania CO2 w cementowni w Norwegii musiała zostać odroczona z powodu wzrostu kosztów. Morskie obiekty do składowania CO2 w Norwegii, często promowane jako przypadki sukcesu, były nękane problemami technicznymi, które uniemożliwiły lub opóźniły wykorzystanie pojemności magazynowej.
Instytut szacuje, że łączne oficjalne cele UE i Wielkiej Brytanii mają obecnie na celu wychwytywanie i składowanie 554 milionów ton dwutlenku węgla (MtCO₂) rocznie do 2050 r., czyli 13% całkowitych emisji UE w 2022 r. plus prawie jedna czwarta emisji Wielkiej Brytanii. Chociaż projekty CCS są realizowane od 1971 r., głównie wspierał je sektor ropy i gazu, który stosował CO2 do eksploatacji ropy. Ich zastosowanie w innych sektorach przemysłu nie zostało potwierdzone. Magiczny CCS jest nadal finansowany przez producentów węglowodorów. Ciągle słychać, że już za ”chwilę” zacznie działać i tak opowieść już trwa 50 lat.
Oprócz problemów technicznych należy podkreślić problem kosztów. Instytut szacuje, że koszt wychwytywania, transportu i składowania w ramach europejskich projektów wynosi średnio 198 USD za tonę wychwyconego CO₂, czyli 2-krotnie więcej niż prognozowane ceny emisji CO2 wynoszące 105 USD za tonę. Aby kontynuować projekty przemysłowe (np. cementownie) jest niezbędne wsparcie ze strony rządów. Oznacza to, że podatnik będzie musiał zapłacić aż 140 miliardów euro.
Może cement coś wychwyci
W Polsce na CCS patrzą z dużą nadzieją producenci cementu. Trudno sobie dzisiaj wyobrazić rozwój budownictwa bez cementu. Obecnie emisji CO2 przy produkcji cementu nie da się uniknąć. Jest to emisja procesowa węglanu wapnia (innej technologii nie ma). Obecnie jest dużo niewiadomych mogących wycenić koszt składowania CO2 przy pomocy CCS: ceny CO2 w przyszłości, funkcjonowanie CBAM (podatek na granicy), w 2034 roku znikną darmowe pozwolenia na emisje CO2, a może zaakceptować emisję przy produkcji cementu na poziomie 3,8% (udział w emisjach w całym kraju) i ją opłacać.
Raport Ernst & Young opracowany na zlecenie branży cementowej próbuje ten dylemat rozwikłać, ale przy rozrzucie cen za tonę CO2 od 130 do 280 euro/tonę w 2040 roku wychodzą różne wyniki. Ponadto jest problem miejsca składowania CO2. Na kawerny solne ma również „ochotę” wodór (H2).
CCUS jest bardzo pomocny w „udawadnianiu” dalszego wykorzystania węglowodorów szczególnie dla jego producentów ale przy produkcji np. cementu sprawa wygląda zupełnie inaczej – praktycznie nie ma go czym zastąpić. UE nie może się zdecydować i ciągle się waha – forsować CCUS czy nie – a czas i pieniądze płyną.
Również w USA nie ma ostatecznej decyzji. Od 2008 r. obowiązuje federalna ulga podatkowa dla osób fizycznych korzystających z technologii CCUS, ponieważ wysokie koszty ograniczyły rynek powszechnego stosowania tej technologii w USA. Akt o Inflacji z 2022 roku dopuszcza finansowanie rozwoju CCUS ale wprowadzono rozróżnienie dla instalacji – pobór ze źródeł punktowych lub bezpośredni z powietrza, a co za tym idzie różne ceny za CO2. Co ważne przyjęto ostateczną datę rozpoczęcia budowy i finansowania – przed 1 stycznia 2033 roku. Może KE również by przyjęła jakąś datę po upływie której ostatecznie by się rozstrzygnął dylemat CCUS.
Autor jest ekonomistą i pracownikiem samorządowym
