Spis treści
W przyszłym roku minie równo dekada od zrezygnowania przez PGE z realizacji demonstracyjnego projektu instalacji CCS dla największego i najnowszego bloku Elektrowni Bełchatów o mocy 858 MW. Łączny koszt przedsięwzięcia, który miał pozwolić na wychwycenie blisko 2 mln ton CO2 rocznie, oszacowano na ok. 2,3 mld zł.
Energetyczna grupa podjęła taką decyzję, gdyż nie miała zabezpieczonego finansowania dla całości inwestycji, a jej realizację dodatkowo utrudniał brak ustawy korytarzowej dla rurociągów transportujących CO2 do miejsc składowania. Inwestycja budziła natomiast duży sprzeciw lokalnych społeczności.
Jednak przede wszystkim samo otoczenie ekonomiczne nie motywowało, aby ten trudny temat pchać do przodu. Ceny uprawnień do emisji CO2 kosztowały wówczas parę euro za tonę, a nie blisko 90 euro jak obecnie.
Historię niezrealizowanego projektu w Bełchatowie przypominaliśmy na początku stycznia 2022 r. Już wówczas zaczęły się pojawiały się przesłanki świadczące o tym, że szykuje się kolejne podejście do wdrożenia w Polsce technologii wychwytywania i składowania/wykorzystania CO2 (ang. Carbon Capture and Storage/Utilization).
Zobacz więcej: Polska znów chce zapędzić w dołek CO2
Przemawiają za tym koszty uprawnień emisji, a także cele redukcji emisji CO2, które będą musiały spełnić kraje Unii Europejskiej, aby osiągnąć w 2050 r. neutralność klimatyczną.
Zespół pracuje i analizuje
Pod koniec sierpnia 2021 r. Michał Kurtyka, ówczesny minister klimatu i środowiska, powołał „Zespół do spraw rozwoju technologii wychwytu, składowania i wykorzystania CO2”. Na jego czele stanął wiceminister klimatu Piotr Dziadzio, który jednocześnie jest także Głównym Geologiem Kraju oraz Pełnomocnikiem Rządu ds. Polityki Surowcowej Państwa.
Wśród pozostałych członków Zespołu znajdują się m.in. przedstawiciele Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, PGE GiEK, Enei Wytwarzanie, PKN Orlen, PGNiG, Taurona Wytwarzanie, Państwowego Instytutu Geologicznego oraz dyrektor Centrum Energetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.
Jakie są efekty prac Zespołu po dziesięciu miesiącach od powołania? Biuro prasowe resortu klimatu przekazało portalowi WysokieNapiecie.pl, że z ostatnich miesiącach analizowano wyniki wcześniej prowadzonych badań i pilotaży CCS, a także gromadzono informacje odnośnie planowanych projektów.
– Zespół pozytywnie zaopiniował przygotowanie wstępnych studiów wykonalności dla projektów CCS w sektorze energetyki. Ponadto, odbyły się liczne dyskusje dotyczące aktualnie występujących barier i ograniczeń w możliwościach rozwoju technologii CCS, w tym dyskusja nad postulatami zgłoszonymi w ramach tzw. „Zielonej Księgi dla rozwoju CCS w Polsce” – przekazało nam biuro prasowe.
W drugiej połowie tego roku Zespół ma natomiast pracować nad „rekomendacjami w zakresie strategii komunikacji nakierowanej na zwiększenie wiedzy i akceptacji społecznej dla projektów CCS”.
– Będą także prowadzone dyskusje nad możliwościami transportu CO2, z uwzględnieniem zastosowania różnych metod transportu oraz jego organizacji. Po zapoznaniu się z wynikami zleconych studiów wykonalności instalacji CCS w sektorze energetyki podjęte zostaną również prace nad rekomendacjami w zakresie realizacji takich inwestycji w Polsce – podkreślono.
Resort przypomniał też, że równolegle przygotowywane są zmiany legislacyjne, które mają za zadanie znieść istniejące bariery dla rozwoju tej technologi.
Chodzi przede wszystkim o Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych innych ustaw (numer z wykazu UD280), który zaprezentowano w październiku ubiegłego roku. Prace przebiegają dosyć mozolnie i znajdują się na etapie analizy stanowisk zabranych w czasie opiniowania.
Od osób związanych z projektami CCS usłyszeliśmy jednak, że w tym temacie zbyt duży pośpiech nie jest wskazany, gdyż źle przygotowane prawo może położyć się cieniem na ponownym podejściu do wdrażania tych technologii w Polsce.
Bezemisyjne bloki energetyczne
Tymczasem dobiegają końca prace nad „Studium techniczno-ekonomicznego dla wychwytu i składowania CO2″ dla pięciu lokalizacji, które zamówiło Towarzystwo Gospodarcze Elektrownie Polskie (TGPE). Zlecenie na to zadanie otrzymało konsorcjum którego liderem jest Centrum Energetyki AGH, a jego skład uzupełniają Instytut Nafty i Gazu, Państwowy Instytut Geologiczny, Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla oraz Główny Instytut Górnictwa.
Waldemar Szulc, dyrektor biura TGPE, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl poinformował, że wśród lokalizacji objętych studium znajduje się blok klasy 1000 MW w Elektrowni Kozienice, który jest nowoczesny i ma przed sobą długi czas eksploatacji. Kolejne dwa bloki to te, które obecnie są budowane w Elektrowni Dolna Odra, czyli jednostki gazowe o mocy 700 MW każda. Pozostałe dwie lokalizacje to działające już bloki gazowe klasy 500 MW we Włocławku i EC Żerań.
– Wstępne wyniki prac są pozytywne. Wykonane studia wykonalności dla tych pięciu lokalizacji uwzględniają zarówno źródła węglowe, jak i gazowe. Dzięki temu będzie możliwości wykorzystania tych analiz również w innych lokalizacjach dla innych bloków energetycznych o podobnych parametrach w pozostałych jednostkach wytwórczych zrzeszonych w TGPE – wskazał dyrektor Szulc.
Jak dodał, istotną kwestią pozostaje transport – najlepiej systemem rurociągów – oraz magazynowanie wychwyconego CO2, co również jest elementem opracowania.
– Próba wdrożenia pierwszej instalacji CCS w Elektrowni Bełchatów przed blisko dekadą nie zakończyła się sukcesem. Przeszkodą były głównie dwie bariery: ekonomiczna i społeczna. Bariera ekonomiczna przy tak radykalnej zmianie cen uprawnień do emisji CO2 w ciągu ostatniej dekady spowodowała, że technologia CCS ma znacznie większe szanse biznesowe na wykorzystanie niż wtedy, gdy próbowano ją wdrożyć pilotażowo w Bełchatowie – ocenił Szulc.
Potrzebna ścisła koordynacja
Studia wykonalności opracowane dla TGPE – poza możliwością przygotowania się do potencjalnych inwestycji w tych lokalizacjach – będą również wykorzystywane podczas prac Zespołu powołanego przez resort klimatu.
– Zespół analizuje systematycznie poszczególne kwestie: techniczne, regulacyjne, finansowe oraz społeczne. W szczególności niezbędne jest uzyskanie akceptacji społeczności lokalnych dla takich inwestycji. W opracowaniu wykonywanym przez konsorcjum AGH będzie zawarta część dotycząca niezbędnych działań dla edukacji i uzyskania akceptacji społeczności lokalnych dla instalacji CCS – wskazał Waldemar Szulc.
– Technologie CCS są ważne nie tylko dla energetyki, ale też innych gałęzi gospodarki, m.in. dla przemysłu cementowego, chemicznego czy naftowego. Przedstawiciele tych branż również uczestniczą w pracach Zespołu. Kluczowe jest więc to, aby plany rozwoju CCS w Polsce były wprowadzone w ścisłej koordynacji – zaznaczył Szulc.
Podobnego zdania są Dariusz Konieczny i Zbigniew Pilch ze Stowarzyszenia Producentów Cementu (SPC). Jak zaznaczyli w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl, dla ich branży jest to kluczowa technologia, bez której nie jest możliwe osiągnięcie neutralności klimatycznej. SPC również jest zaangażowane w prace ministerialnego Zespołu.
– Chętnie podzielimy się z resortem klimatu wynikami studium, które przygotowuje dla nas AGH. Jest bardzo istotne, aby żaden przemysł nie został pominięty w planach dotyczących rozwoju technologii CCS w Polsce. Dotyczy to zwłaszcza dostępu do przyszłych systemów przesyłowych – wskazał Dariusz Konieczny.
– SPC zamówiło w Centrum Energetyki AGH studium wykonalności dla wychwytu, utylizacji i składowania CO2 z cementowni. Chodzi o określenie najlepszych technologii, które można by wykorzystać w cementowniach do wychwytu CO2, a także wskazanie potencjalnych miejsc składowania oraz możliwości stworzenia systemu przesyłowego wychwyconego CO2 – uzupełnił Zbigniew Pilch.
Zobacz też: Cement odwraca się od węgla
Przedstawiciele SPC zwrócili też uwagę na bardzo istotną kwestię, a mianowicie energochłonność technologii CCS.
Tylko w samym przemyśle cementowym jej masowe wdrożenie spowoduje ogromny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, szacowany na 140-160 proc. Aktualnie cementownie w Polsce zużywają rocznie ok. 2 TWh energii elektrycznej rocznie. Pytania o to, skąd wziąć dodatkową energię, będą się pojawiać coraz wcześniej.
CO2 pojedzie z Kujaw do Gdańska
Jednocześnie trwają już przygotowania do pierwszych projektów. Jak dowiedział się portal WysokieNapiecie.pl, koncern Lafarge złożył wniosek o finansowanie z unijnego Funduszu Innowacyjnego projektu wychwytywania CO2 dla Cementowni Kujawy niedaleko Inowrocławia. Wartość inwestycji jest szacowana na 250 mln euro.
– Projekt realizujemy w partnerstwie z Air Liquide. Na tę chwilę nie mamy żadnych informacji odnośnie otrzymania grantu. Informacja taka będzie dostępna najwcześniej w październiku 2022 r. Od decyzji Komisji Europejskiej będzie zależeć realizacja inwestycji – poinformował nas Mateusz W. Piotrowski, dyrektor Komunikacji i Relacji Zewnętrznych Lafarge w Polsce.
– Jedna instalacja wyeliminuje 10 mln ton CO2 w ciągu 10 lat. To bardzo ambitny harmonogram ze znaczącym średnioterminowym efektem, bo już w 2027 r. zostanie wyłapane dzięki temu blisko 10 proc. emisji sektora cementowego w Polsce, która łącznie wynosi 11 mln ton rocznie – dodał.
Jak wyjaśnił, wychwycone CO2 będzie transportowane koleją do Gdańska i dalej do miejsc składowania na Morzu Północnym.
Sam transport jest objęty natomiast projektem EU CCS Interconnector, który znajduje się wśród propozycji na unijnej liście projektów wspólnego zainteresowania (PCI), dotyczących stworzenia europejskiego systemu transportu CO2. To zadanie realizują wspólnie Air Liquide Polska, Zarząd Morskiego Portu Gdańsk, PKN Orlen, Lafarge Cement oraz Sogestran Shipping.
Zakłada on powstanie multimodalnego terminalu importowo-eksportowego ciekłego CO2 w Porcie Gdańsk wraz z powiązaną infrastrukturą do transportu i składowania w basenie Morza Północnego.
Transport CO2 do Gdańska ma odbywać koleją oraz transportem drogowym i wodnym, a docelowo za pomocą rurociągów przesyłowych. W latach 2025-2030 przepustowość tej infrastruktury ma wynosić 2,7 mln ton CO2 rocznie, a w latach 2030-2035 ma się zwiększyć do 8,7 mln ton rocznie.
CCS na Bałtyku
Od dłuższego czasu nad wykorzystaniem CCS pracują PKN Orlen oraz Lotos Petrobaltic. Zamiary w tym temacie przedstawiciele tych spółek podtrzymali podczas niedawnej XIX Międzynarodowej Konferencji Nafta i Gaz.
Grzegorz Strzelczyk, prezes Lotos Petrobaltic, informował wówczas, że w latach 2024-2025 spółka będzie podejmować decyzje o likwidacji złoża ropy naftowej B3 na Morzu Bałtyckim, ale już w 2023 r. planowane jest doświadczalne wykorzystanie tego złoża na składowisko CO2.
Z wyliczeń Państwowego Instytutu Geologicznego wynika, że potencjał magazynowy Bałtyku to 1 mld ton CO2, a samego złoża B3 ok. 5 mln ton.
Technologia CCS/CCU jest wykorzystywana w przemyśle naftowym już od lat 70. ubiegłego wieku. Służy ona – poprzez zatłaczanie CO2 do rezerwuaru lub strefy odwiertowej – do podniesienia ciśnienia w złożu, a przez to jego wydajności.
Lotos Petrobaltic wspólnie z PKN Orlen i Grupą Azoty analizują też możliwości spławiania Wisłą CO2 do wyrobisk na dnie Bałtyku, ale do tego potrzebne byłoby udrożnienie rzeki pod kątem żeglugi. Natomiast w dalszej przyszłości Orlen rozważa m.in. budowę nowego zakładu w Elblągu, w którym z CO2 mogłyby być produkowane paliwa syntetyczne.
